1.-TESIS Rev.9

U N I V E R S I D A D

D E

A Q U I N O

B O L I V I A

FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLÓGIA Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

P R O Y E C T O

D E

G R A D O

DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO2 EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

MODALIDAD: Proyecto de Grado POSTULANTE: Wilfredo Ramos Ochoa TUTOR : Ing. Carlos Rojas

Santa Cruz – Bolivia 2012

TITULO: AUTOR:

Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca Wilfredo Ramos Ochoa

AGRADECIMIENTOS Gracias a Dios por todo. A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un Buen camino y aunque es una forma mínima de agradecer Por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan Que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre CELIA ADELA OCHOA por el apoyo incondicional que me brindo durante todos Mis estudios y aun en los momentos difíciles que supo cómo motivarme Para seguir adelante. A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr Este objetivo, gracias a todos mis compañeros de trabajo por el apoyo en el tema y amigos. A una persona que fue muy especial para mí ella Me escucho, me aconsejo y también me apoyo moralmente Muchas veces. La confianza que ella me trasmitió me Ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie Este trabajo. Gracias Gabriela Mejía V. (Q.E.P.D.) A la Universidad UDABOL y en Especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad De estudiar la Carrera de Ingeniería en Petróleo y Gas. A todos y cada uno de los profesores que me Impartieron su cátedra, en gran parte es por ellos que Adquirí los conocimientos. A mi tutor de Proyecto, Ing. Carlos Rojas, quien mostró Mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del Presente trabajo y en especial por los consejos. A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para Realizar mi examen profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo. ii

TITULO: AUTOR:


INDICE Contenido

Página

Agradecimientos ..................................................................................................................... ii Índice de Figuras .................................................................................................................. vii Índice de Tablas..................................................................................................................... ix Nomenclaturas ....................................................................................................................... xi Resumen ejecutivo ............................................................................................................. xvii 1.1

Antecedentes ......................................................................................................... 19

1.2

Delimitación ............................................................................................................ 20 1.2.1 1.2.2 1.2.3

Límite Geográfico ........................................................................................... 20 Límite temporal ............................................................................................... 20 Límite Sustantivo ............................................................................................ 21

1.3

Identificación del problema .................................................................................... 21

1.4

Formulación del Problema ..................................................................................... 22

1.5

Sistematización del Problema ............................................................................... 22

1.6

Objetivos ................................................................................................................ 23 1.6.1 1.6.2

1.7

Justificación ............................................................................................................ 24 1.7.1 1.7.2 1.7.3 1.7.4

1.8

Justificación Económica ...................................................................................................... 24 Justificación Social .............................................................................................................. 24 Justificación Ambiental ........................................................................................................ 24 Justificación Personal .......................................................................................................... 25

Metodología ............................................................................................................ 25 1.8.1 1.8.2 1.8.3 1.8.4

2.1

Objetivo General .................................................................................................................. 23 Objetivos Específicos .......................................................................................................... 23

Tipo de Estudio .................................................................................................................... 25 Método de Investigación ..................................................................................................... 25 Fuentes de Información ...................................................................................................... 26 Técnica para la recolección y tratamiento de Información ............................................ 26

MARCO CONCEPTUAL ........................................................................................ 28 iii

TITULO: AUTOR:


2.2

Gas natural ............................................................................................................. 28 2.2.1 2.2.2

Principales componentes del gas natural ........................................................................ 29 Procesamiento del gas natural .......................................................................................... 29

Tecnología de captura de CO2 .............................................................................. 32

2.3

2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4

Captura en pre-combustión ................................................................................................ 33 Captura en pos-combustión ............................................................................................... 33 Captura en oxi-combustión................................................................................................. 42 Estudio comparativo de tecnologías ................................................................................. 43

Método de captura de CO2 aplicado al proyecto ................................................... 45

2.4

2.4.1

2.5

Proceso de endulzamiento del gas ................................................................................... 45

Condiciones de operación del flujo de gas ............................................................ 47 2.5.1 2.5.2

2.6

Temperatura ......................................................................................................................... 48 Presión .................................................................................................................................. 48

Descripción del proceso ......................................................................................... 48 2.6.1 2.6.2 2.6.3 2.6.3.1 2.6.3.2 2.6.3.3

Filtro coalescence ................................................................................................................ 48 Torre contactora de amina ................................................................................................ 49 Sistema de regeneración de amina .................................................................................. 49 Tanque de expansión de amina ........................................................................................ 50 Intercambiador amina pobre/rica ....................................................................................... 50 Torre regeneradora de amina ............................................................................................ 50

2.7

Inyección de dióxido de carbono ........................................................................... 52

2.8

Compresor .............................................................................................................. 53 2.8.1 2.8.2 2.8.3 2.8.4

La capacidad de un compresor ......................................................................................... 54 Compresores centrífugos ................................................................................................... 54 Compresores reciprocantes ............................................................................................... 56 Compresores rotatorios ...................................................................................................... 56

2.9

Aero-enfriador ........................................................................................................ 57

2.10

Medidores de flujo .................................................................................................. 57

2.10.1 2.10.2 2.10.3

2.11

Condiciones del flujo de gas para la medición ................................................................ 58 Placa de orificio .................................................................................................................... 58 Selección de los medidores ............................................................................................... 58

Diseño de ducto para el transporte de CO2 ........................................................... 59

2.11.1

Bases de usuario ................................................................................................................. 59 iv

TITULO: AUTOR:


2.11.2 2.11.3 2.11.4 2.11.5 2.11.6

2.12

MARCO TEÓRICO REFERENCIAL ...................................................................... 64

2.12.1

2.13

Presión interna ..................................................................................................................... 60 Clasificación por clase de localización ............................................................................. 60 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2 .............................. 60 Temperatura de diseño ....................................................................................................... 62 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas ................................................... 63

Normas internacionales ...................................................................................................... 64

MARCO TEÓRICO JURÍDICO .............................................................................. 66

2.13.1

Legislación Boliviana ........................................................................................................... 66

3. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 69 3.1

Áreas con potencial hidrocarburos ........................................................................ 69 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4

3.2

Determinación de los parámetros de operación.................................................... 76 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.2.8

3.3

Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera .................................................... 91 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor. ....................... 93 Diseño de compresor con un etapa .................................................................................. 94 Diseño de compresor con tres etapas .............................................................................. 94

Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor ................ 98 3.4.1 3.4.2 3.4.3

4.1

Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 .................................................. 76 Calculo de la presión de formación ................................................................................... 77 Presión hidrostática CO2 ..................................................................................................... 77 Presión de inyección de CO2 ............................................................................................. 78 Presión requerida en cabeza del pozo ............................................................................. 79 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) ........................................ 79 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2 ................................................................... 79 Transporte Continuo de CO2 .............................................................................................. 80

Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo91 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4

3.4

Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR .................................... 69 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR) .................................................. 71 Selección del pozo inyector y productores ...................................................................... 73 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres) ................................................ 75

Parámetros operativos del aeroenfriador ......................................................................... 98 Parámetros de diseño del aeroenfriador .......................................................................... 98 Cálculo de la potencia requerida para la compresión. ................................................. 107

ANÁLISIS DE COSTO .........................................................................................118 v

TITULO: AUTOR:


4.1.1 4.1.2 4.1.3

Los criterios subjetivos ...................................................................................................... 118 Los criterios Objetivos ....................................................................................................... 118 Parámetros de evaluación de proyectos ........................................................................ 119

4.2

Evaluación económica del proyecto ....................................................................120

4.3

Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar ....................................121

4.4

Pago de Impuesto y Regalías Departamentales .................................................125

4.5

Gastos de operación y mantenimiento ................................................................126

4.6

Inversión ...............................................................................................................126

4.7

Utilidad general ....................................................................................................129

4.8

Flujo de caja .........................................................................................................129

5.1

Conclusiones ........................................................................................................131

5.2

Recomendaciones ...............................................................................................133

Anexos 1 “Trabajos operativos realizarse”.........................................................................134 Anexos 2 “Diseño de pozo inyector y transporte de CO2 ” ................................................140 Anexos 3 “Compresor Reciprocante” .................................................................................151 Anexos 4 “Aeroenfriador GPSA” ........................................................................................156

vi

TITULO: AUTOR:


ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Detalle de proceso de absorción química ............................................................ 35 Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación ....... 36 Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física ................................. 37 Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas ................................... 38 Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica ....................................................... 41 Figura 6: Gráfica de Requerimientos de P y T para Destilación Criogénica ....................... 41 Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión ........................................ 42 Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas ....................................................................... 45 Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2 ......................... 53 Figura 10: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 ................ 68 Figura 11: Diagrama de presión y Temperatura-Dióxido de Carbono ................................ 81 Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2 ................................................... 98 Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 ..............116 Figura 14: Introducción de datos al software Prophet .......................................................121 Figura 15: Introducción de datos al software Prophet .......................................................122 Figura 16: Introducción de datos al software Prophet .......................................................123 Figura 17: Introducción de datos al software Prophet .......................................................124 Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca ........................................................................141 Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara ...............................................142 Figura 20: Cabezal de Pozo HSR-10 (Pozo Inyector) ......................................................144 Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10 ...........................................145

vii

TITULO: AUTOR:


Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of CO2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe) ............................................................................................................................146 Figura 23: Compressibility factors for CO2 ........................................................................147 Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8) ..................................148 Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura .........................................................149 Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas. ..........................................154 Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure.(Courtesy of GPSA) ..............................................................................................................................155 Figura 28: Corrección del factor de LMTD .........................................................................158 Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes ........................................................................158 Figura 30: Characteristics of tubing....................................................................................159 Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere........................................160 Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes .....................................................161 Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes ....................................................162 Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes .........................................163 Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids ..............................................164 Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht ................................165 Figura 38: Air film coefficient ..............................................................................................166 Figura 39: Air-density ratio chart ........................................................................................166 Figura 40: Air static-pressure drop .....................................................................................167

viii

TITULO: AUTOR:


ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Componentes del gas natural ................................................................................ 29 Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso ......................................................................... 34 Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ...................................... 43 Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2 ............................... 44 Tabla 5: Tipos de Aminas .................................................................................................... 47 Tabla 6: Campos aptos para la recuperación de EOR ........................................................ 70 Tabla 7: Propiedades Petrofísicas ....................................................................................... 71 Tabla 8: Reservas de petróleo Sara (sin Casquete de Gas) .............................................. 72 Tabla 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector ............... 73 Tabla 10: Reserva bloque 146 ............................................................................................. 75 Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono ......................................................... 81 Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas ... 86 Tabla 13: Estándares de materiales..................................................................................... 88 Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería ............... 89 Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA ....................................... 91 Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico .......................................................... 92 Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica ................................. 93 Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas .......................................... 98 Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con aeroenfriador ....115 Tabla 20: Producción de petróleo en 9 años .....................................................................124 Tabla 21: Precio del barril de petróleo ...............................................................................125 Tabla 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl) ......................................................125 Tabla 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl) ......................................................................126 ix

TITULO: AUTOR:


Tabla 24: Gastos de mantenimiento y operación (27.11 $/bbl) ........................................126 Tabla 25: Costo de compresor y aeroenfriador .................................................................127 Tabla 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador ............................127 Tabla 27: Costo de la línea y montaje ................................................................................128 Tabla 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” ..................................................128 Tabla 29: Utilidad general (27.11 $/bbl) ............................................................................129 Tabla 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl) .........................................................129 Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8) ................................................................150 Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8) ..................................................................150 Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31, 8) .............. 150 Tabla 34: Propiedades físicas de componentes ................................................................152 Tabla 35: Capacidad molar de componentes ....................................................................153 Tabla 36: Relación del valor específico .............................................................................154 Tabla 37: Coeficiente de transferencia global ....................................................................157

x


TITULO: AUTOR:

NOMENCLATURAS SÍMBOLO

PARÁMETRO

GEI

=

Gases de efecto invernadero

CO2

=

Dióxido de carbono

MMSCFD

=

Millones de pies cúbicos normales

AH

=

Sulfuro de hidrogeno

EOR

=

Recuperación de mejorada de petróleo

H 2S

=

Sulfuro de Hidrogeno

GPSA

=

Gas Processors Suppliers Association

PCN

=

Pies cúbicos normales

GPM

=

Galones por minuto

N2

=

Nitrógeno

CaO

=

Oxido de calcio

CaCO3

=

Acido carbónico

ºC

=

Grados centígrados

ºF

=

Grados Fahrenheit (ºF)

H2

=

Hidrógeno

SO2

=

Anhídrido sulfuroso

Kpa

=

Kilopascales

NOMENCLATURA POZO DE INYECTOR Y DISEÑO DEL DUCTO API

=

Instituto Americano del Petróleo

Msnm

=

Metros sobre el nivel del mar

Km

=

Kilómetro

SW

=

Saturación del agua

Bo

=

Factor de volumen xi


TITULO: AUTOR:

Mbbp

=

Metros bajo boca de pozo

OOIS

=

Petróleo original insitu

Qco2

=

Caudal de dióxido de carbono

TD

=

Temperatura en profundidad (ºF)

TM

=

Temperatura ambiente (ºF)

D

=

Profundidad (Pies)

ά

=

Gradiente geométrico

Pyac

=

presión de yacimiento (Psi)

MCO2

=

Peso molecular del CO2

CO2

=

Densidad del dióxido de carbono

PH

=

Presión hidrostática (Psi)

Piny

=

Presión de inyección (Psi)

Pres

=

Presión de reservorio (Psi)

Pcab

=

Presión en cabeza del pozo (Psi)

MMP

=

Mínima miscibilidad de presión (Psi)

MPa

=

Megapascales

Z

=

Factor de compresibilidad

Q

=

caudal de gas (PCD)

E

=

Eficiencia de la tubería (ADM)

Tb

=

Temperatura base (ºR)

Pb

=

Presión base (Psia)

P1

=

Presión de salida (Psia)

P2

=

Presión de llega (Psia)

G

=

Gravedad especifica del gas

Tf

=

Temperatura promedio de flujo (ºR)

Le

=

Longitud equivalente de la tubería (millas)

xii


TITULO: AUTOR:

HP

=

Brake Horsepower

t

=

Espesor nominal (Pulgada)

P

=

Presión de diseño (Psi)

SYMS

=

Esfuerzo mínimo de cedencia del material (Psia)

d

=

Diámetro exterior de la tubería (Pulgadas)

F

=

Factor de ajuste que depende de la clase de localización

E

=

Factor de junta longitudinal (Adm)

PMO

=

Presión máxima de operación (Psi)

NOMENCLATURA DE DISEÑO DEL COMPRESOR SG

=

Gravedad especifica del CO2 (Adm)

K

=

Relación de los valores específicos (Adm)

Pc

=

Presión critica (Psi)

Tc

=

Temperatura critica (ºF)

Vmax

=

Volumen de máximo en (MMSCFD)

R

=

Relación de compresión (Adm)

Pd

=

Presión de descarga (Psia)

PS

=

Presión de succión (Psia)

Ts

=

Temperatura de succión (ºF)

Td

=

Temperatura de descarga (ºF)

Pd1

=

Presión de descarga primera etapa (Psia)

R1

=

Relación de compresión primera etapa (Adm)

P

=

Caída de presión (Psia)

PS2

=

Presión de succión segunda etapa (Psia)

R2

=

Relación de compresión segunda etapa (Adm)

PS2

=

Presión de succión segunda etapa (Psia)

Pd2

=

Presión de descarga segunda etapa (Psia) xiii


TITULO: AUTOR:

Td1

=

Temperatura de descarga primera etapa

Td2

=

Temperatura de descarga segunda etapa

ZS1

=

Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión

Zd1

=

Factor de compresibilidad a presión y temperatura de

=

Factor de compresibilidad a presión y temp. De 14,7 Psig

PRs

=

presión reducida de succión

TRs

=

Temperatura reducida de succión

PRd 1

=

Temperatura reducida de descarga primera etapa

TRd 1

=

Temperatura reducida de descarga primera etapa

PRo

=

Presión reducida a 14,7 y 60 ºF

Z´

=

Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts

Ts2

=

Temperatura de succión segunda etapa

Z´´

=

Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts2

Ux

=

Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor

ta

=

Aproximación del incremento de temperatura del aire

t1

=

Temperatura ambiente del lugar (ºF)

T1

=

Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador (ºF)

T2

=

Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador (ºF)

LMTD

=

Diferencia de temperatura media logarítmica

CMTD

=

Corrección de diferencia de temperatura media

f4

=

Factor de corrección

Wgas

=

Flujo másico del gas (Lb/hr)

Q1

=

Caudal del CO2 (MMPCD)

V1

=

Volumen específico (m3/s)

Zd 1

=

Factor de compresibilidad de entrada

descarga Zo 60ºF

xiv


TITULO: AUTOR:

M

=

Peso molecular

P1

=

Presión de entrada (Kpa)

Ax

=

Superficie requerida ( ft )

Fa

=

Cálculo de la cara del área ( ft )

APSF

=

Área externa para la cantidad de Haz de tubos (ft2/ft)

Width

=

Unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida (Ft)

L

=

Longitud de tubo (ft)

Nt

=

Número de tubos necesario

Nr

=

Número de Reynolds

Gt

=

Velocidad másica en los tubos (

2

2

ft

ft

2

)

sec

Di

=

Diámetro interno



=

Viscosidad del gas

APf

=

Pérdida de carga en los tubos

f

=

Coeficiente de fricción de moody

Np

=

Número de pasos de tubos (adm)



=

Factor de corrección de viscosidad

B

=

Factor de corrección

ht

=

Coeficiente de traspaso superficial de calor ( BTU / hr

Wa

=

Cantidad de aire ( Lb / hr

Ga

=

Velocidad de aire ( Lb/ ft .h )

ha

=

Coeficiente de traspaso de calor del aire ( BTU/hr º F. ft )

ft

2

ºF)

2

2

2

/fan )

fan area/f an =

Área del ventilador (

fan diametro =

Diámetro requerido del ventilador ( ft )

ft

xv


TITULO: AUTOR:

Ta , avg

=

Temperatura promedio del aire ( º F )

Pa

=

Estático de caída de presión del aire

Fp

=

Factor de caída de presión del aire

N

=

Número de filas de tubos

DR

=

Relación de la densidad real del aire

ACFM

=

Volumen real del aire (

Pf

=

Presión total del ventilador ( inches of water )

Extended surface area =

ft

3

/m)

Superficie extendida (

ft

2

)

xvi

TITULO: AUTOR:


RESUMEN EJECUTIVO El Dióxido de Carbono (CO2) es un gas inerte, presente en los yacimientos de hidrocarburos, a veces de manera considerable, por lo cual, se debe hacer un tratamiento de recuperación del mismo en las plantas de tratamiento de gas, a causa de sus propiedades de contaminación atmosférica, corrosión, perjuicio a la salud o también, está presente en cantidades no significativas, por lo que no es necesario separarlo de la corriente de gas. La corriente de gas del campo Santa Rosa contiene CO2 en más del 10% y es separado en la unidad de recuperación en una planta de proceso. Una vez separado de la corriente el gas es venteado a la atmósfera a un caudal de 4,2 millones de pies cúbicos por día aproximadamente, al no existir un sistema de utilización de CO2. Se propone el diseño de un sistema de recuperación de CO2, para eliminar la contaminación ambiental provocada y su aprovechamiento como método de Recuperación mejorada. Se realizó el análisis de ingeniería básica para determinar los equipos necesarios para el sistema de recuperación de CO2 y su transporte hasta el pozo inyector, además de un análisis de costos para determinar la rentabilidad del proyecto. Al poner en operación el sistema, la compañía u operadora podría convertirse en la primera de la industria de hidrocarburos del país en implantar un sistema de reinyección de CO2, cumpliendo el principal objetivo de minimizar la emisión de este contaminante atmosférico.

xvii

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

TITULO: AUTOR:


CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad debido a las muchas ventajas que el gas natural ofrece. El gas natural como es extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el nitrógeno, gas inerte que reduce el poder calorífico del gas y por lo tanto el costo de transporte1, así como también el CO2 que es un contaminante de alto grado de corrosión en las facilidades de producción y transporte. Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gas ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. El Dióxido de Carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (SH2), forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Ello provoca inconvenientes tanto durante el transporte del mismo, como en su fraccionamiento o en la utilización final del gas.2 Los componentes indeseables de naturaleza ácida son expulsados al medio ambiente, lo cual ocasiona la contaminación del mismo. El CO2 generado en una planta, puede ser re-inyectado en el mismo campo con el objetivo de aumentar la producción o comercializarlo. Gas Natural: Consiste principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y butano y/o aceite asociado con el gas. 19


TITULO: AUTOR:

1.2 Delimitación 1.2.1 Límite Geográfico El proyecto de Recuperación de CO2 de la planta y su Re-inyección en el pozo inyector se realizará en: -

País: Bolivia

-

Departamento: Santa Cruz de la Sierra

-

Provincia: Gutiérrez (antes Sara)

-

Localidad: Santa Rosa del Sara

-

Campo: Humberto Suarez Roca (HSR)

-

Bloque: Norte

-

Formación de interés: El Carmen

-

Pozo: HSR-10

-

Titular: Chaco

-

Planta de gas: Santa Rosa del Sara

El centro del Campo Humberto Suárez Roca se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuyas UTM son las siguientes: X= 416657,90

Y= 8124218,00

Zt= 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16º 53’ 06’’,5 de Latitud sur 63º 46’ 46’’,7 de Longitud oeste 1.2.2 Límite temporal El tiempo estimado para la realización del proyecto de grado abarcará desde febrero del 2011 hasta agosto de 2011 aproximadamente. 20

TITULO: AUTOR:


1.2.3 Límite Sustantivo El trabajo del proyecto de grado estará sustentado en los conocimientos adquiridos en la Universidad de Aquino Bolivia ¨UDABOL¨ y en la experiencia adquirida en una empresa de Servicios Petroleros, sobre diseño, construcción y montaje de gasoducto, equipos y otros. 1.3 Identificación del problema En las plantas de remoción de dióxido de carbono del gas natural, el CO2 es enviado a la atmosfera en forma de emisión, en cantidades que varían en pocos miles de pies cúbicos, a millones de pies cúbicos de este gas. El flujo de hidrocarburos que ingresa a la planta de tratamiento de gas es de aproximadamente de 40.211 MMSCFD, el mismo contiene aproximadamente un 10,5 % de dióxido de carbono. Este porcentaje de CO2, debe ser removido del flujo principal de gas con la finalidad de acondicionarlo para la venta a los mercados tanto de exportación como internos y entrar dentro de los límites permisibles en base a los contratos de transporte de gas. La concentración máxima de dióxido de carbono en el gas natural permitido por los contratos de compra-venta es del 2.0%. Una vez que el CO2 es separado en la unidad de remoción, es venteado a la atmosfera con un caudal del orden de 4,2 millones de pies cúbicos por día, formando parte de la familia de los gases de efecto invernadero (GEI) que provocan la contaminación ambiental.

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1.4 Formulación del Problema ¿Será viable la captura de las emisiones de CO2, en la planta de gas santa rosa y su Re-inyección al pozo inyector (HSR-10), para el aumento de la producción del Campo Humberto Suarez Roca? 1.5 Sistematización del Problema E-1 Pérdida de Presión y alta Viscosidad

E-2 Incremento de costo por Intervención

E-3 Efecto Invernadero en la atmosfera

F-1

F-2

F-3

Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl.

Aumenta la temperatura y presión del reservorio

Reduce el costo de intervención comparado a otros

PROBLEMA

SOLUCION

Baja Productividad del Campo HSR y Gases de Efectos Invernadero de la Planta Gas

Aplicar la Técnica de Captura e Inyección de CO2 al Campo HSR

C-1

C-2

Declinación Perdida de de la Presión producción de la debido a la Formación alta viscosidad

C-3 Venteo de CO2 a la atmósfera en grandes porcentaje de volumen

A-1

A-2

A-3

Inyectar CO2 al Pozo HSR-10

Inyectar CO2 al Pozo HSR-10

Seleccionar equipos para la captura e inyección de CO2 al pozo

Fuente: elaborado a documentos investigados Las principales causas del problema de la producción del campo HSR y el efecto invernadero de gases son:

22

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Declinación de la presión de la formación, perdida de producción debido a la alta viscosidad y el venteo de CO2 a la atmosfera en grandes porcentaje de volumen. A su vez estas causas conllevan a efectos dañinos para el pozo y al medio ambiente como ser: Perdida de presión y alta viscosidad, incremento de costo por intervención y efecto invernadero en la atmosfera. Las acciones que se deben tomar son: Inyectar CO2 al pozo HSR-10 y Seleccionar equipos para la captura e inyección de CO2 al pozo. Estas acciones no llevan a la solución de la aplicación de la técnica de Captura de CO2 e inyección de CO2 al pozo denominado. Los resultados finales de esta solución son: Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl, aumenta la temperatura y presión del reservorio y reduce el costo de intervención comparado a otros métodos. 1.6 Objetivos 1.6.1 Objetivo General Proponer un sistema de recuperación de CO2 en la planta de gas Santa Rosa; así como también el diseño de transporte a través del ducto al campo Humberto Suárez Roca, por la proximidad que se tiene entre ambos campos y sobre todo las facilidades con las que se cuenta, para aprovechar este gas en un sistema de EOR. (Recuperación Mejorada de Petróleo). 1.6.2 Objetivos Específicos  Determinar el arreglo del pozo inyector y productor para el sistema de EOR en el campo Humberto Suarez Roca, de manera que se obtenga la mayor eficiencia del sistema. 23

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 Determinar todos los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2, para lograr optimizar la operación.  Diseñar el sistema de captura de CO2, a la salida del acumulador de reflujo del gas de CO2, que se ventea a la atmosfera en la Planta Santa Rosa.  Diseñar el sistema de transporte y los parámetros que intervienen en el transporte de CO2.  Realizar la evaluación económica, para determinar la rentabilidad del proyecto. 1.7 Justificación 1.7.1 Justificación Económica Con la construcción, montaje y puesta en marcha de este proyecto será favorable económicamente por que ocasiona un incremento en la producción de hidrocarburos, lo que a su vez trae mayor rentabilidad a menor tiempo. 1.7.2 Justificación Social Incrementando la producción del campo Humberto Suárez Roca, el estado podrá percibir mayores ingresos económicos en cuestión de IDH y también para el titular del campo ya que se incrementaría sus ingresos considerablemente y en efecto se estaría disminuyendo las emisiones de CO2, a la atmosfera mejorando porcentualmente la calidad de vida. 1.7.3 Justificación Ambiental Durante el Diseño, Construcción, Montaje y Puesta en marcha del proyecto se evitará minimizar el Impacto Ambiental durante la ejecución del proyecto según normas vigentes.

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Realizada la culminación del proyecto y puesta en marcha, una vez que esté en operación reducirá casi en su totalidad las emisiones de gases de la planta de gas Santa Rosa. Y en la misma mejorará crecientemente la calidad de vida. 1.7.4 Justificación Personal Con el Proyecto de Grado a realizar, en la interconexión desde la Planta de Gas Santa Rosa hasta el Campo Humberto Suárez Roca, cumpliré con el requisito para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingenieria en Gas y Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”. 1.8 Metodología 1.8.1 Tipo de Estudio El proyecto de grado a realizar será de tipo No Experimental, porque es un proyecto que ya se investigó en el pasado. El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo se recolectaran los datos del Pozo y de la planta de Gas en un momento único. Y esta a su vez será de tipo Transversal Descriptivo, porque se verificarán las características petrofísicas del pozo y los parámetros de operación de la planta de gas Santa Rosa. 1.8.2 Método de Investigación Para la realización de este proyecto de grado se utilizarán métodos de investigación lógicos, deductivos y análisis de los posibles problemas que puedan emerger. Además se realizará un estudio de la documentación del campo Humberto Suárez Roca y de la Planta de Gas Santa Rosa a través de revisión de archivos, informes y todo tipo de estudios que se haya realizado tanto en la planta y el campo HSR. 25

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1.8.3 Fuentes de Información Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, manuales relacionados con el tema de estudio, institución petrolera, proyectos de grados pasados relacionados con el tema de investigación, fuentes informáticos, procedimientos operativos, anexos, sistema de gestión integral de empresas relacionadas con el tema de estudio, etc. 1.8.4 Técnica para la recolección y tratamiento de Información La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre el tema de estudio para mejorar la investigación. Por medio de consultas a libros, paper y otras fuentes se diseñarán una base de datos, referentes al tema de investigación requerida. El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información de pozo y de la planta a estudiar con el fin de ser objetivos con la información que se obtendrá. a) Llevar a cabo entrevistas con especialistas y operadores de planta. b) Recolectar información a nivel mundial sobre sistemas de disposición de CO2. c) Entrevista con ingenieros y técnicos de campo en planta de gas d) Definir una alternativa tecnológica de disposición de CO2. e) Determinar y dimensionar los equipos necesarios para el diseño del sistema. f) Realizar un análisis de los costos de inversión y operación de la tecnología Propuesta.

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CAPÍTULO II MARCO TEÒRICO

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CAPÍTULO 2 MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO CONCEPTUAL En esta sección se describirán todas características que se desarrollarán posteriormente en el capítulo de ingeniería propuesta, y se explicará los diferentes conceptos de determinados equipos y sus parámetros del mismo a medida que se avance con el tema. 2.2 Gas natural El gas natural está formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno (ácido sulfidrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc. En general el gas natural puede clasificarse como: 1. Gas dulce: es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (H2S), menores a 4 ppm, v. La GPSA define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4ppm, v. de H2S; menos del 2,0% de CO2 y a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (PCN). 2. Gas agrio o ácido: es aquel que contiene cantidades apréciales de sulfuro de hidrogeno, dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos, razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. 28

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3. Gas rico (húmedo): es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos, propano de aproximadamente, 3,0 GPM (galones por 1.000 pies de cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. 4. Gas pobre (seco): es un gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en ingles ¨wet gas¨, al que contiene vapor de agua y ¨gas seco¨ (dry gas), al que no contiene vapor de agua. 2.2.1 Principales componentes del gas natural Tabla 1: Componentes del gas natural NOMENCLATURA

NOMBRE

C1 H4 C2 H6 C3 H8 C4 H10 C5 H12 C6 H14 C7 H16 C8 H18

Metano Etano Propano Butano Pentano Hexano Heptano Octano

ESTADO NATURAL DEL GAS Gas Gas Gas licuable Gas licuable Liquido gasificable Liquido gasificable Liquido Liquido

2.2.2 Procesamiento del gas natural 2.2.2.1 Estado del gas natural El gas, tanto proveniente de producción asociada, como el producido por pozos no debe utilizarse como combustible si no se le interpone algún tipo de tratamiento, por simple que este sea debido a que siempre llega acompañado por otros componentes, que lo convierten en un flujo bifásico y consecuentemente con la posterior interferencia, tanto en el transporte como en su utilización. 29

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Se trata de una mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos, que representan una amplia gama de estados diferentes según la composición de cada uno. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenido puede no tener ningún liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismo gas, dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad de agua y/o gasolina que representa serias dificultades para ser usado, particularmente en áreas con inviernos muy fríos. 2.2.2.2 Proceso de eliminación de condensados Dentro de los procesos de tratamiento del gas, no hay duda que tiene gran importancia la eliminación de condensados, porque si no se lo hace eficientemente, provocaría posteriores tratamientos por la incompatibilidad que tienen con el agua. La mezcla de parte de ambos líquidos conforma lo que se denomina “hidrato” que tiene la particularidad física de presentarse como sólido en temperaturas aun superiores a 0°C. Claro está cuando tal situación se produce, se bloquean las cañerías de conducción y resulta complicado, inconveniente y costoso solucionar el problema. Si no está presente uno de los componentes del hidrato, el congelamiento también se puede producir, pero en temperaturas muy inferiores. 2.2.2.3 Determinación del punto de rocío El punto de roció será momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos. La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del punto de roció, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas condiciones.

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Cuanto menor sea el contenido de agua menor va a ser la temperatura a iguales condiciones de presión. Existen en el mercado otros instrumentos que leen por métodos modernos y ofrecen menos margen de error y directamente dan el dato que se necesita es decir la cantidad de agua por unidad de volumen de gas. 2.2.2.4 Absorción por glicol El glicol es un producto químico orgánico de la familia de los alcoholes que naturalmente tiene gran avidez por la humedad, es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para este proceso y los compuestos de monoetilenglicol, dietilenglicol y trietilenglicol tienen las propiedades absorbentes del alcohol y además son suficientemente estables con un punto alto en la temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimo para ponerlo en contacto con gases y que le quite el agua contenida en cualquier de sus formas. El tratamiento consiste en poner el gas en contacto íntimo en contra corriente con el glicol, hará que este se quede con toda el agua que transportaba el gas y para que ello se cumpla, se debe tener el mayor tiempo de contacto posible y la capacidad de absorción será para el trietilenglicol, de una libra de agua en tres galones de glicol. La temperatura de contacto es también importante siendo el rango optimo entre 50 100°F porque encima, se hace lo suficiente fluido como para atomizarse y entrar en la corriente del gas en forma de niebla que no puede detener el retenedor. Si la temperatura es inferior a la recomendada como mínima, el glicol se pone viscoso y el gas se canaliza sin tomar contacto íntimo con el absorbente. 31


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2.3 Tecnología de captura de CO2 Existen tres tipos básicos de captura de CO2: 1. En Pre-combustión 2. Post-combustión (o Secuestro de CO2) 3. Oxi-combustión. El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la concentración de CO2, la presión del gas y el tipo de combustible que se utiliza. A continuación se analizan con mayor detalle cada uno de éstos procedimientos de manera de captar virtudes y defectos en la aplicación de cada uno de ellos. 2.3.1 Captura en pre-combustión Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un agente muy importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen: 

Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de agua). o

La síntesis de amoniaco.

o

La producción de fertilizantes.

o

Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.

Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético (proveniente de la gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla gaseosa compuesta principalmente del hidrógeno mencionado H2 y CO2 para posteriormente separar estos dos gases. La separación se basa en la descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del carbón o reformado del gas natural. 32

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

Adsorción a cambio de presión, la cual se adapta para aplicaciones puras de hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas usualmente, las pérdidas de hidrógeno serían inaceptables.



Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas de síntesis condensándolo a temperaturas criogénicas para producir CO2 líquido, listo para almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues el enfriamiento del gas de síntesis consume grandes cantidades de electricidad.



Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina (MDEA). El proceso es usualmente llamado “amine scrubbing” y es la tecnología para remover CO2 más comúnmente utilizada en la actualidad.



Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a alta presión parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de gasificación.



La separación de membrana es aplicada comercialmente para la separación de hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las membranas puedan ser usadas en una escala suficientemente grande. La selectividad de membranas comercialmente disponibles para CO2/H2 es también muy baja.

2.3.2 Captura en pos-combustión En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos durante la combustión (principalmente N2) con aire de un combustible (carbón, gas natural etc.). Para su captura posterior, entre los procesos más viables

se

encuentran

el

ciclo

de

Calcinación

–

Carbonatación

y

la 33

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absorción química con aminas. El resto de las opciones es menos utilizado ya sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que implican. Dentro de ellas se encuentran la adsorción física, la destilación criogénica y las membranas. 2.3.2.1 Absorción química En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se utilizan compuestos químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran afinidad de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en una mezcla especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos también contienen activadores para promover la transferencia de masa en la absorción. En la tabla 2 se muestran los solventes usados comúnmente para llevar a cabo esta tarea. Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso TIPO DE SOLVENTE Aminas primarias Aminas secundarias Aminas terciarias Soluciones de sal alcalina Actualmente

los

siguientes

procesos

EJEMPLO Monoetanolamina (MEA) Diglicolamina (DGA) Dietanolamina (DEA) Diisopropanolamina (DIPA) Metildietanolamina (MDEA) Trietanolamina (TEA) Carbonato de potasio de

solvente

están

comercialmente

disponibles para el tratamiento del CO2. El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos etapas principales: Absorción y regeneración (incremento de temperatura è consumo energía)

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Figura 1: Detalle del

proceso de absorción química

2.3.2.2 Ciclo de calcinación/carbonatación Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como solvente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La calcinación en cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO2 y CaO mediante la descomposición de la caliza en presencia de calor.

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Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación

Las etapas de este proceso son. 1. La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la desulfuradora 2. El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador. 3. El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una corriente alta de CO2 en los gases de salida. 4. La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará mediante un ciclo agua-vapor supercrítico Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura podemos delinear 3 puntos necesarios. 36

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1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico. 2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón existente. 3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva. Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión está en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes, como los bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el hecho de que la desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que tiene uso económico con las cementeras y finalmente una generación extra de energía eléctrica que concentra bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo. 2.3.2.3 Adsorción física Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2 generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de cambio de temperatura o presión como se muestra en la figura 3. Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física

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2.3.2.4 Membranas Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación necesaria para el gas sería muy baja. Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un mayor gasto de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las ventajas operacionales que posee y que se mencionan a continuación en la figura 4. Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas

Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las columnas ya sea de inundación, espumado. 1. No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de absorción que es sacado hacia fuera. 2. La

operación

es

a

condiciones

termodinámicamente

óptimas,

no

condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto. 38

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3. El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de membrana. De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben presentar algunas características particulares para una mejor performance. 1. La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el proceso. 2. La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos posteriores de reciclaje. 3. La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de rendimiento. 4. La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la cerámica o el metal. Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las inorgánicas. Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará enfocada. Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las cuales se utilizan para los siguientes procesos. 1. Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono. 2. Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la 39

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membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de reciclaje haciendo el procedimiento no rentable. En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de membrana como se detalla a continuación. 1. Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión, separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones. 2. Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99% de H2. 3. Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas tanto en captura en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y para el segundo membranas conductoras de oxígeno. 2.3.2.5 Destilación criogénica La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 5. Sobre su aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura de CO2.

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Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica

Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos: 1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre 1 y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar). 2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre 20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar. 3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxicombustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre 75 y 90%. En la figura 6 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2. Figura 6: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica

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2.3.3 Captura en oxi-combustión Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como tecnología aplicada como se ve en la figura 7. Básicamente consiste en la utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión, de ahí que los gases de escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede separarse fácilmente del vapor de agua mediante condensación. Se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico, así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación. Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión

Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y eficiencias de costos. En la siguiente tabla 3 se presentan los aspectos más importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta tecnología.

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Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ASPECTO DEL PROCESO ASU (Unidad de separación de aire)

Combustión O2

Filosofía de operación Emisiones

Materiales

ÁREAS CRÍTICAS DE DESARROLLO 1. Destilación criogénica. Consumo de auxiliares. 2. Membranas cerámicas que incrementan la eficiencia. 1. Combustión, ignición, estabilidad de llama, temperaturas y perfiles de llama. 2. Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie. 3. Grado de recirculación CO2. 1. Flexibilidad de operación. 2. Integración de la ASU. 3. Disposición chorros de O2 puro, CO2 recirculado y transporte de carbón. 1. Cinética del SO2. 2. Composición de las cenizas. 1. Propiedades de operación a largo plazo y altas temperaturas. 2. Ensayos de materiales avanzados ultrasupercríticas. 3. Potencial de corrosión para carbones con altos contenidos de cenizas.

2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el tratamiento del CO2, conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en cada tecnología, como se ve en la tabla 4, lo que si bien permite compararlas, no es un buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos casos lo que las hace excluyentes.

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Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2 TIPO DE CAPTURA CO2

VENTAJAS  La separación vía solvente

físico o químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor concentración de Pre combustión CO2 que la postcombustión lo que reduce coste de captura.  Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles.  Muchas de las tecnologías son comerciales (absorción química), separación de CO2 en yacimientos de gas Absorción química natural, producción de urea, (post combustión) metanol  Requiere menores modificaciones de centrales existentes.  Costo del absorbente.  Producción de energía (electricidad) adicional lo que implica menor consumo de energía. Calcinación/carbonatación  La desulfuración está incluida en el propio proceso (post combustión) de captura del CO2.  Material purgado (CaO) tiene un valor añadido pues posee un valor comercial (cementeras).

DESVENTAJAS  El combustible primario

debe ser convertido a gas sintético previamente.  Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben ser modificados para la utilización de hidrógeno como combustible.  absorbente.  Mayor volumen de gases a tratar que en pre combustión.  Necesidad de nuevas materias primas (@ 0,3 kg/Tm CO2)  Alto consumo energético en la regeneración del absorbente.  Alto requerimiento de

espacio.  Necesidad de empleo de

oxicombustión en el calcinador.  Escala laboratorio (previsiblemente en escala piloto en breve).  Control de proceso complejo.

De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía o requerimientos necesarios…3 Corrosión: Acción química física o electroquímica compleja que destruye un metal. 44

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2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto Como se mencionó anteriormente en el capítulo 2.3.2 e inciso 2.3.2.1 de este proyecto, este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción para ello se utilizaron compuesto químico (Amina). 2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gases ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se remueve dióxido de carbono (CO2) de agua corriente de etano con una solución acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente de tratamiento. En la figura 8 se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas acido, conteniendo H2S y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye hacia arriba a través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene. Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas

Un nivel de solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de cada plato obligando a estar en contacto directo con la amina.

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El gas dulce, libre de los compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre absorbedora. La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a

la torre

absorbedora por su parte superior. A medida que la amina desciende de plato en plato, en contra corriente con el flujo de gas, reacciona con los componentes ácidos del gas y estos son absorbidos. La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre absorbedora por su parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina pobre-amina rica, luego circula por el filtro donde se retiran las impurezas solidas finalmente entra a la torre regeneradora. La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en contra corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El incremento en la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases ácidos. El vapor excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos fuera de la torre regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases ácidos en el acumulador. Los gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor condensado retorna a la torre regeneradora como reflujo. La amina purificada sale de la torre regeneradora por su parte inferior, pasando por el rehervidor, por el intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de amina antes de retornar a la torre absorbedora.4 2.3.4.1 Comparación de aminas Uno de los procesos en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas. De los solventes disponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas natural, las alcanolaminas son las más aceptadas y usadas en mayor escalas. Procesamiento del Gas: La separación del aceite y el gas, y la remoción de impurezas y líquidos del gas natural. 46

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2.4.1.1 Análisis comparado de aminas Tabla 5: Tipos de Aminas SOLVENTE QUIMICO

VENTAJAS

DESVENTAJAS

 Corrosión y formación de espuma  Concentraciones bajas de  Requiere de cantidades Monoetanolamina CO2. considerables de calor de solución (MEA) en el sistema  Útil cuando la presión de gas acido de entrada es baja  Al generarla, retiene más cantidad de gases ácidos  Alto costo  Mejor estabilidad Diglicolamina  En presencia de CO2 da productos  Baja presión de vapor (DGA) de degradación que no son  Mayores concentraciones regenerables Dietanolamina  solución viscosa en concentraciones  Menos corrosiva que MEA altas (DEA)  Baja presión de vapor  Baja actividad Diisopropanolamina  Capacidad para transporte  Alto peso molecular, requiere de gases ácidos (DIPA) tasas másicas muy altas  Es más eficiente para H2S Diisopropanolamina activada (ADIP)

 Bajo consumo de vapor  No corrosivo

 Usado para remover H2S

Fuente: Engineering Data Book 2.5 Condiciones de operación del flujo de gas Para que el flujo de gas cuente con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación. Será necesario considerar algunos aspectos fundamentales: 2.5.1 Temperatura Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la velocidad del fluido como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de resistencia.

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2.5.2 Presión Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. 5 2.6 Descripción del proceso Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas natural, antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas natural de alimentación y las composiciones del flujo, así como los requerimientos específicos del gas natural. Como se muestra en la (Figura 8). 2.6.1 Filtro coalescence Previo a que la Corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina, este debe ser filtrado en el filtro de coalescence* de gas de entrada para remover pequeñas gota de líquido que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3 micrones6 Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la amina. Las partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos filtrantes. A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes comienzan a taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa. Cuando la caída de presión alcanza los límites preestablecidos, los elementos filtrantes deben ser reemplazados. Densidad.‐ Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen, se expresa en libras por galón (lb/gal) o kilogramos por metro cúbico (kg/m3). 48

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2.6.2 Torre contactora de amina El gas tratado de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la contactora de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente en contacto con una solución de amina que descienden sobre una serie de 20 platos. Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto suficiente para que la solución de amina* absorba el dióxido carbono del gas de entrada. El mecanismo de absorción implica reacciones acido-base, en la cual el dióxido de carbono es el componente gas ácido y amina es el componente básico. La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es llamada “amina rica”, porque esta es rica en dióxido de carbono absorbido. La amina rica sale de la torre a través del control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina. El gas que sale por el tope de la torre contactora de amina es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el exceso de dióxido de carbono ha sido removido.7 2.6.3 Sistema de regeneración de amina El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua y recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La solución de amina es regenerada a través de la separación del dióxido de carbono absorbido con vapor en una torre que opera a baja presión y alta temperatura, condiciones opuestas a las reacciones que ocurren en la torre contactora.8

*solucion de amina es la que ingresa a la torre contactora o absorbedora en contra corriente con el gas amargo (CO2) y cumple con la función de absorber el CO2 contenido en la corriente gaseosa. ** los hidrocarburos, una pequeña porción de dióxido de carbono, y algunos contaminantes volátiles abandonan la solución cuando la presión operativa es reducida por la válvula de control de nivel. El vapor que se forma de esta manera es llamado “GAS FLASH”

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2.6.3.1 Tanque de expansión de amina La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es introducida al tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica, “gas flash”**y cualquier hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2. 2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye aguas abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos objetivos: 1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre regeneradora de amina y reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor de amina 2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador de amina. 2.6.3.3 Torre regeneradora de amina Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de la regeneradora de amina. Donde el dióxido de carbono absorbido es separado de la amina rica con vapor que se produce en el re-hervidor de amina por vaporización de una porción de agua de la solución de amina. La amina pobre sale del fondo de la torre y el vapor con dióxido de carbono húmedo sale por el tope de la torre. Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de amina. Transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para promover la deserción de dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor

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condensa durante este proceso, diluye la solución de amina, y retorna al re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para remover el dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el tope de la torre. El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al condensador de reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire del medioambiente. Este condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte superior de la torre de regeneración de amina. El efluente de este condensador fluye al acumulador de reflujo para su separación. El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente dióxido de carbono y algo de vapor de agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes volátiles que pueden estar presentes. El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de presión y fluye hacia la chimenea de venteo. El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y algunos contaminantes también están presentes. El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que están equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que ayuda a proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles u operaciones por debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el reflujo a la torre regeneradora de amina en la línea de alimentación aguas abajo.

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2.7 Inyección de dióxido de carbono Unos de los métodos en experimentación es el de la inyección y secuestro de CO2 en los propios pozos de petróleo y de gas explotados o bien en acuíferas salinas. Para ello se necesita realizar la conexión entre las plantas en donde se realiza el secuestro de CO2 y los pozos sumideros para la disposición final. En el caso de realizarse la reinyección en pozos marginales de yacimientos aun productivos se deberá prestar atención a los efectos corrosivos que el CO2 en conjunto con el agua puede generar sobre instalaciones operativas. En el caso de optarse por el transporte de CO2 a zonas alejadas para su reinyección se deberá ponerse cuidados en las características de esta etapa debido a las características de fase singulares del CO2. La reinyección de CO2 a pozos sumideros, consiste en elevar la presión del mismo para inyectarlo a determinada presión que venza la presión de reservorio. Al realizarlo, minimiza el impacto al medio ambiente por emisiones gaseosas, para evaluar una alternativa técnica, a fin de disponer en CO2 en un pozo del mismo campo en el reservorio de reinyección.9 El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos más importantes: a) Acumulador de reflujo b) Compresor de CO2 c) Medidor de flujo d) Aero-enfriador e) Tubería de transporte desde la planta de gas a pozo inyector HSR-10. Inyeccion de CO2= En otros países esta aplicación es muy común por su alto rendimiento para la recuperación de EOR. 52

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En la figura 9 se muestra los elementos principales para la recuperación de CO2 y su posterior transporte de CO2 al pozo inyector. Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2

Acumulador de reflujo

Descarga

Succión Compresor

Pozo inyector Aero‐enfriador

A continuación se describen los principales sistemas con las que cuenta el proyecto denominado: 2.8 Compresor La conducción del gas a través de los gasoductos se efectúa mediante el bombeo con equipos compresores, que suministran al gas la presión necesaria para abastecer la perdida por razonamiento a lo largo de la cañería y llegar con presión suficiente a los puntos de utilización. También puede ser necesario comprimirlo para hacerlo pasar a través de equipos de tratamiento, tal como plantas deshidratadoras o de extracción de gasolina, procesos cuya efectividad mejora cuando se realiza a mayor presión, en particular en el caso de extracción de la gasolina por compresión y enfriamiento. 53

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2.8.1 La capacidad de un compresor Es la cantidad de gas liberado cuando opera a presiones de entrada y salida especificadas. La capacidad es medida en volumen a las condiciones de presión, temperatura, composición del gas y contenido de humedad a la entrada del compresor. 10

Se clasifican en 4 tipos de compresores que son: a) Compresores Centrífugos b) Compresores Axiales c) Compresores Reciprocantes d) Compresores Rotatorios 2.8.2 Compresores centrífugos 2.8.2.1 Presión de diseño La equivalencia de “presión de diseño” para las carcazas de compresores centrífugos es la “presión máxima de trabajo de la carcaza” la cual está definida por la norma API 617 como la máxima presión que pueda existir en el compresor bajo las condiciones más severas de operación. Esta presión es determinada, añadiéndole a la máxima presión de succión que se pueda registrar, la presión diferencial que el compresor está en capacidad de Medicion Automática: Determinación de la cantidad de Hidrocarburos por mediciones efectuadas en tuberías fluentes con medidores calibrados y comprobados. 54

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desarrollar en el sistema cuando está operando a las condiciones combinadas más severas. Normalmente se desea, una válvula de seguridad en la descarga del compresor, calibrada a una presión menor que la máxima presión de descarga posible, a fin de limitar la presión a la cual podría exponerse a la tubería y los equipos corrientes abajo. Cuando no se incluye esta válvula de seguridad, el circuito de descarga tiene que ser adecuado para soportar la presión de descarga máxima que se puede generar bajo cualquier circunstancia posible. Cuando por el contrario se incluye su calibración, pasa a ser, la máxima presión de trabajo de la carcaza del compresor. La presión interna máxima para la cual es adecuada la carcaza, sin considerar las condiciones actuales de trabajo o requerimientos, está definida por la norma API 617 2.8.2.2 Temperatura de diseño La máxima temperatura de trabajo de la carcaza del compresor (equivalente a la temperatura de diseño) deberá ser la temperatura de descarga máxima. Los factores que pueden elevar la temperatura de descarga sobre su nivel normal son: Temperatura alta a la entrada, operación a un punto de eficiencia bajo, alta relación de presión (por ejemplo, debido a velocidad máxima, alto peso molecular) ensuciamiento del compresor, e inter–enfriadores defectuosos. Las temperaturas mayores que se podrían generar, debido a la pérdida completa de agua de enfriamiento en los inter–enfriadores forzarían a una parada del compresor y en consecuencia no deberán considerarse al fijar la temperatura de diseño.

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2.8.3 Compresores reciprocantes 2.8.3.1 Presión de diseño Los clientes industriales prefieren el término “presión de trabajo máxima permisible” que “presión de diseño” para los compresores reciprocantes. 2.8.3.2 Temperatura de diseño Los clientes industriales prefieren el término “temperatura máxima permisible” que “temperatura diseño” para compresores reciprocantes. Sin embargo, ya que la “temperatura máxima permisible” es especificada por el suplidor como una limitación mecánica del modelo particular de máquina, la especificación de diseño deberá incluir la temperatura máxima permisible, la cual se fija por lo menos 14°C (25°F) por encima de la “temperatura nominal de descarga”. 2.8.4 Compresores rotatorios 2.8.4.1 Presión de diseño La presión de diseño para compresores rotatorios es definida formalmente de la misma manera que para los centrífugos. Sin embargo, debido a que el compresor rotativo es un mecanismo de desplazamiento positivo, el valor deberá ser seleccionado de la misma manera como para los reciprocantes; o sea, 10% sobre la presión normal de descarga o 175 KPa (25 Psi), el que resulte mayor. 2.8.4.2 Temperatura de diseño La temperatura de diseño para compresores rotativos se define formalmente de la misma forma que para los compresores centrífugos, y deberá ser calculada como la temperatura de descarga estimada a la temperatura de entrada máxima, presión

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normal de entrada, y la presión de calibración de la válvula de seguridad a la descarga, más un margen nominal de 14°C (25°F).11 2.9 Aero-enfriador Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después de la descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura del CO2 de descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2 y transporte del mismo al pozo inyector. Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de agua-aire o aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC por encima de la temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente cerrado) con el menor de los mantenimientos posibles.12 El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador. En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el Aero-enfriador por acción de su controlador de temperatura abre una válvula solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión (provisión del cliente) para efectuar un rociado de agua sobre el aire de entrada al Aero-enfriador bajando su temperatura y consecuentemente consiguiendo un menor temperatura en el agua de salida del agua al proceso.

Presion de Entrada: la presión de descarga debe especificarse como el valor más bajo para el cual se espera que el compresor trabaje de acuerdo al diseño. 57

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2.10 Medidores de flujo El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta que alcanza el sitio donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas condiciones de flujo el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo, a diferencia del petróleo u otros líquidos, así que su volumen deber ser determinado instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual representa un problema de medición más difícil. Un medidor es un dispositivo que mide la tasa de flujo o cantidad de fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario, secundario o terciario. 2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición El flujo de gas es continuo, sin que en ningún punto de su trayectoria sea almacenado. Por lo que su medición debe de hacerse directamente sobre una corriente de gas que está fluyendo continuamente. 2.10.2 Placa de orificio Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y segmentadas las placas de orificio concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y cajas de orificio. 2.10.3 Selección de los medidores Con el objeto de tener una alta exactitud en la medición de los fluidos manejados, con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo.

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Los criterios de selección a tomar en cuenta son: a) Tipo de fluido a medir En el mundo petrolero los fluidos a manejar son (petróleo, gas y vapor de agua) b) Propósito de la medición Dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos para ingeniería de procesos). 2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2 Se establecen los requisitos para el diseño y selección de materiales del ducto para el transporte de un gas acido considerando las condiciones de operación, requisitos particulares del derecho de vía y de la construcción. En el diseño deben evitarse condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Se deben tomar medidas adicionales para proteger al ducto cuando se encuentre expuesto a actividades que puedan originarle daños. 2.11.1 Bases de usuario El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación del gas en este caso “CO2”, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir. La mínima información que debe contener este documento es: • Descripción de la obra. • Localización. • Condiciones de operación. • Características del fluido a transportar. 59


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• Información sobre el derecho de vía ó sugerencia de trazo. • Condiciones de mantenimiento. • Instrumentación y dispositivos de seguridad. 2.11.2 Presión interna La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño (Pi) igual o mayor que la presión de operación máxima (MOP) a régimen constante, la cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en cualquier punto del ducto en una condición estática. La capacidad por presión interna para tubería que transporta líquido o gas, está dada

por

la

siguiente

expresión

basada

en

la

fórmula

de

Barlow

(ASME B31.8, sección 841.11): 2.11.3 Clasificación por clase de localización La clase de localización se obtendrá en base a la norma ASME B31.8 sección 840.21 2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2 2.11.4.1 Principios básicos La temperatura y la presión de diseño de un sistema afectan la seguridad, la confiabilidad y la economía de la planta. La fijación de la temperatura y la presión de diseño influencian o determina el material a utilizar, el espesor del componente, la flexibilidad de la tubería, la disposición de las unidades, los soportes, el aislamiento, la fabricación y las pruebas de los equipos y sistemas de tuberías a ser instalados. La temperatura y la presión de diseño deben ser establecidas de forma tal que sean adecuadas para cubrir todas las condiciones de operación previsibles, incluyendo

arranque,

parada,

perturbaciones

del

proceso,

incrementos 60

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planificados en la severidad de operación, diferentes alimentaciones y productos, y ciclos de regeneración, cuando aplica. En general, las condiciones de temperatura y presión de diseño para equipos de planta (recipientes a presión, calderas, tanques, intercambiadores de calor, columnas, reactores, etc.), así como las condiciones generales de diseño para tubería son establecidas durante el desarrollo de la ingeniería básica. En lugar de definir condiciones de diseño separadas para cada uno de los equipos y sistemas de tuberías considerados en un proyecto, normalmente es recomendable definir sistemas que estén expuestos a las mismas condiciones y protegidos por el mismo arreglo de alivio de presión, lo cual permite una definición común de las condiciones de diseño, resultando en un diseño coherente y de fácil seguimiento durante las fases de ingeniería de detalles, fabricación, construcción y prueba. 2.11.4.2 Tubería de transporte de flujo de gases Es un sistema que consta de tubos, bridas, pernos, empaquetaduras, válvulas, accesorios, juntas de expansión, tensores, juntas giratorias, elementos para soportar tuberías, y aparatos que sirven para mezclar, separar, amortiguar, distribuir, medir y controlar el flujo. 2.11.4.3 Tratamiento térmico Es el calentamiento uniforme de una estructura, tubería, o porción de la misma, a una temperatura suficiente para aliviar la mayor parte de la tensión residual, seguida por un enfriamiento uniforme, suficientemente lento para minimizar el desarrollo de nuevas tensiones residuales.

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2.11.5 Temperatura de diseño La temperatura de diseño de equipos y sistemas de tuberías se define generalmente como la temperatura correspondiente a la más severa condición de temperatura y presión coincidentes, a la que va a estar sujeto el sistema. De igual importancia en el diseño y las especificaciones mecánicas son la temperatura mínima y, en algunos casos, otras temperaturas extremas que puedan ocurrir a vacío o a bajas presiones de operación. Como todos estos niveles de temperatura de diseño, mínima y de operación extrema, tienen una influencia significativa en el diseño mecánico, en la selección del material, y en la economía de los sistemas considerados, es necesario para los diseñadores considerar cada uno de ellos cuando se especifican las condiciones de diseño. Considerando estos factores, los diseñadores

de

proceso

deben

especificar

la

temperatura

de

diseño

(que representa el máximo límite de temperatura) y la temperatura crítica de exposición (que representa el límite mínimo de temperatura) para todos los sistemas. 2.11.5.1 Temperatura de operación máxima Es la temperatura más alta del fluido del proceso prevista para las desviaciones esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización, parada, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional y perturbaciones del proceso. La definición de esta temperatura debe ser considerada individualmente, evaluando las causas que la determinan, y cualquiera que sea el caso determinante, se debe establecer en los documentos de diseño. 2.11.5.2 Temperatura de diseño de equipos La temperatura de diseño de los equipos a presión o a vacío se determina estableciendo las condiciones más severas, simultáneas, de temperatura y presión 62

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que ocurrirán en cualquier fase de las operaciones del proceso. Esta temperatura se usa en el diseño mecánico para establecer los niveles de esfuerzo de diseño y determinar los espesores mínimos del metal que se requieren para satisfacer los códigos u otros criterios mecánicos. 2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas 2.11.6.1 Presión de diseño Es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos. Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima diferencia entre la atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería. La presión de diseño especificada para equipos y tuberías esta normalmente basada en la presión de operación máxima, más la diferencia de presión entre la presión máxima de operación y la presión fijada en el sistema de alivio de presión (AP). Esta diferencia de presión es requerida para prevenir la apertura prematura de una válvula de alivio de seguridad o la falla prematura de un disco de ruptura. 2.11.6.2 Presión de operación Es la presión a la cual los equipos o tuberías están normalmente expuestos durante la operación de los mismos. 2.11.6.3 Presión de operación máxima Es la máxima presión prevista en el sistema debida a desviaciones de la operación normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La máxima presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.

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2.11.6.4 Presión de Trabajo Máxima Permisible Es la máxima presión manométrica permisible en el tope de un recipiente colocado en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se basa en cálculos que usan el espesor nominal, excluyendo la tolerancia por corrosión y excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a las de presión para cada elemento de un recipiente. La PTMP no se determina normalmente para recipientes nuevos, pero se usa en recipientes que van a ser redimensionados o en estudios relacionados con usos alternos del equipo. 2.11.6.5 Presión de prueba hidrostática Es la presión manométrica aplicada al equipo o tubería durante la prueba hidrostática. La mínima presión requerida y la máxima presión permisible para la prueba dependen del código aplicado.13 2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL 2.12.1 Normas internacionales American Petroleum Institute (API) -

API SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo

-

API RP 5L1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías

-

API RP 5L3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo

-

API RP 5L7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el Campo

-

API RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo API SPEC 6D Válvulas

-

API RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines

-

Presión Atmosférica: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio. 64

TITULO: AUTOR:


American Society of Mechanical Engineers (ASME) -

ASME B16.5 Bridas para tuberías y conexiones

-

ASME B31.8 Gas Transmission & Distribution Piping Systems

-

ASME B31.3 Process Piping Design

-

ASME B 16.10 Dimensiones de válvulas, cara a cara, extremo a extremo

-

ASME B16.20 Juntas metálicas para bridas de tuberías - Espiraladas y Recubiertas (jacketed)

-

ASME B16.21 Juntas planas no metálicas para bridas de tuberías

Instrument Society of America (ISA) -

ISA–5.1 Instrumentation Symbols and Identification

-

ISA–5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

-

ISA–5.3 Graphic Symbol for Distributed Control

-

ISA–5.4 Instrument Loop Diagrams

-

ISA–5.5 Graphic Symbols for Process Displays

National Fire Protection Association (NFPA) -

NFPA 1 Fire Prevention Code NFPA 12 Carbon dioxide extinguishing systems NFPA 10 General Fire Safety NFPA 72 National Fire Alarm Code NFPA 70 National Electric Code NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity NFPA 495 Explosive Materials Code NFPA 496 Purged and pressurized enclosures for electrical equipment NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems

American Society for Testing and Materials (ASTM) -

ASTM E-1171 Standard Method for Photovoltaic Modules in Cyclic Temperature and Humidity Environments ASTM E-1328 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy 65

TITULO: AUTOR:


-

-

Conversion ASTM A194 Especificación Standard para tuercas de aceros al carbono y de aceros aleados para bulones, para servicio a alta presión o a alta temperatura, o para ambas condiciones ASTM F146 Método de ensayo para la resistencia a los fluidos de materiales para juntas ASTM F152 Método de ensayo para la tensión de materiales para juntas no Metálicos ASTM F436 Especificación para arandelas de acero endurecido

2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO 2.13.1 Legislación Boliviana 2.13.1.1 Seguridad -

Reglamento para el diseño, construcción y abandono de ductos.

-

Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades, Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

2.13.1.2 Medio ambiente -

Ley de medio ambiente N° 1333 del 27-04-1992.

-

Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburo D.S. 24335.

-

Reglamento Para Construcción Y Operación De Plantas De Almacenaje.

-

Reglamento de Contaminación Atmosférica D.S. 24176.

-

Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos D.S. 24176.

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CAPÍTULO III INGENIERÍA PROPUESTA

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Para el inicio del proyecto se llevará a cabo un procedimiento de acuerdo a los objetivos específicos indicados anteriormente en el capítulo 1.6.2. En el cuadro inferior se muestra el proceso general de recuperación de CO2 e inyección al pozo HSR-10, como descripción el CO2 se recupera del acumulador de reflujo, el cual esta después de la torre contactora de la planta Santa Rosa, el volumen que ventea, este sistema es de aproximadamente 4.22MMSCFD y que el mismo se pretende capturar de acuerdo al proceso del esquema inferior. Figura 10: diagrama final para la captura e inyección de CO2 al pozo HSR-10

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TITULO: AUTOR:


3. INTRODUCCIÓN La ingeniería propuesta en el presente proyecto, inicia con la determinación del arreglo del pozo inyector y pozos productores en el campo HSR, para que se obtenga la mayor eficiencia en el sistema de EOR; una vez definido esto, se determinarán los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2. Luego, se diseñará el sistema de captura y transporte del CO2 a la salida del acumulador de reflujo que se ventea a la atmósfera. El diseño constará con un manifold de succión un sistema de compresión y enfriamiento de CO2 y la correspondiente línea de inyección al campo HSR. Con todo esto se determinará la inversión requerida para el proyecto y su posterior evaluación económica, que determinará la rentabilidad del mismo. 3.1 Áreas con potencial hidrocarburos Bolivia cuenta con zonas de alto potencial hidrocarburos como demuestran los estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas como nuevas reservas en un futuro cercano, como ser la cuenca madre de Dios, Sub-andino Norte y Sur, Pie de monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas zonas representan el gran potencial hidrocarburos con el que Bolivia cuenta y es interés de todos los Bolivianos realizar nuevas exploraciones y conseguir nuevas reservas de gas y petróleo ya que en la actualidad solo se ha explorado el 14% de todo el territorio nacional, teniendo Bolivia una gran posibilidad de convertirse en el centro energético de la región. 3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos de EOR son aquellos que cuentan con petróleo viscosos (medianamente pesado y extrapesados). 69

TITULO: AUTOR:


En Bolivia contamos con campos petrolíferos con estas características, los cuales se muestran en la tabla siguiente. TABLA 6: Campos aptos para la recuperación de EOR CAMPOS APTOS PARA REALIZAR “RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO” HSR LPS LCS PJS MGD BJO

PRODUCTO

H. SUAREZ R. Petróleo y Gas en Solución LOS PENOCOS Petróleo y Gas en Solución LOS CUSIS Petróleo y Gas en Solución PATUJUSAL Petróleo y Gas en Solución MONTEAGUDO Petróleo y Gas en Solución BERMEJO Petróleo y Gas en Solución Fuente: Ing. Raúl Maldonado García

Todos los yacimientos mostrados en la anterior tabla con productores de petróleo y petróleo con gas en solución, con las características necesarias para llevar a cabo la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, en cuanto a los aspectos netamente técnicos que se refiere. El área Humberto Suarez Roca, que abarca los campo Patujusal, los Cusis y Humberto Suarez Roca, es el más Apto para la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, especialmente los campos Patujusal Oeste y Humberto Suarez Roca, por contar con petróleo pesado de una densidad entre (24-35) °API, y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia. De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de petróleo pesado y medianamente pesado con los que cuenta el país, se ha llegado a la conclusión de que el campo petrolífero Humberto Suarez Roca es el más representativo por las característica que presenta el tipo de crudo que almacena y por las característica estructurales con las que cuenta. Razón por la cual se llevará a cabo la aplicación Práctica del presente Proyecto y por la proximidad que tiene desde el campo y la planta Santa Rosa de donde se capturará el CO2. 70

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3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR) En el centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6 cuyas coordenadas UTM son las siguientes: X=416657,90

Y=8124218,00

Zt=260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16°53’06”,5 de Latitud Sur. 63°46’46”,7 de Longitud Oeste. El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del contacto agua petróleo. Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al norte 38° oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de Santa Rosa. A continuación se muestra las propiedades petrofísicas. TABLA 7: Propiedades Petrofísicas FORMACION PRODUCTORA PROPIEDADES PETROFISICAS PETACA ARENISCA 1 PIRAI SARA Espesor Promedio (m) 10.0 2.5 15.0 40.0 Porosidad Promedio (%) 20.0 11.9 14.5 9.5 Saturación de agua (%) 40.0 39.0 29.0 30.0 PROPIEDADES DEL FLUIDO Presión Original (Psi) 1,665 2,627 2,813 2,997 Presión de Burbuja (Psia) --Temperatura de fondo de pozo 121 155 162 155,82 (°F) Gravedad Especifica del oíl ------32 (°API) B○ ------1.24 Bg 0.008359 0.006007 0.005769 Fuente: YPFB Chaco 71

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Las propiedades del petróleo del anillo de la arenisca Sara, fueron extractadas del último estudio de explotación del Campo y fueron calculadas con las correlaciones existentes. Estas propiedades fueron las básicas para realizar los cálculos de Ingeniería de Reservorios. Sin embargo por lo inusual del crudo en el país y por la gran importancia que tiene en la fabricación de aceite y lubricantes y la obtención de diesel, este petróleo ha sido analizado cromatográficamente. El análisis está referido al pozo HSR-X1. Las muestras fueron obtenidas del intervalo 2132 – 2136, con una baja presión de separación de 100 (psi) a través de un choque 10/64’’. Las reservas actuales de petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran en la tabla que mostramos a continuación, los mismos están sustentados por el estudio de reservas y producción acumulada de la Empresa Petrolera CHACO S.A. que fue presentado en el mes de agosto del 2006 Tabla 8: Reservas de petróleo “Sara” (sin Casquete de Gas) CAMPO HSR (RESERVORIO SARA PETRÓLEO) UNIDADES Volumen Bruto de la Roca

114,067,705,90

Net / Groos Ratio 0,56 Volumen neto de la Roca 64,125,062,00 Ø 0,095 Sw 0,30 Bo 1,24 Vois 2,996,864,09 1m³ 6,29 VOIS 18,85 Fac. Rec. 0,23 Reservas de Petróleo 3,77 Fuente: YPFB Chaco

m³ m³ dec. dec. Bbls/pie³ m³ Bbls MMBbls dec. MMBbls

A continuación en la tabla siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo inyector con sus respectivas profundidades 72

TITULO: AUTOR:


TABLA 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector POZO

HSR-X1 HSR-4 HSR-6 HSR-10 (Inyector)

X COORDENADAS

Y COORDENADAS

PROFUNDIDAD TOTAL (m)

ELEVACION KB

416910.96 416646.60 416357.28

8124083.68 8124424.49 8124349.21

2446 2745 2226

256.90 276.10 261.30

416629.22

8124242.98

2250

278.20

Fuente: YPFB Chaco S.A. 3.1.3 Selección del pozo inyector y productores El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 2446 metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el reservorio Sara del sistema silúrico. Durante su perforación se cumplieron los objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y pirai del devónico y arenisca del Sara silúrico, considerado como objetivos básicos. Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se concentró la atención en la arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de producción, en el tramo 2132-2136 mbbp (metro bajo boca de pozo), con resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburos relativamente pesado (23-31 ° API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” (5,3-29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo. El pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la evolución del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque Alto han resultado positivas, lográndose la producción del petróleo en el reservorio Sara “A” con espesor productivo 10,6 metros y espesor saturado de gas en el reservorio Sara “BC” de 33,1 metros de espesor. 73

TITULO: AUTOR:


Con el pozo HSR-4 se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo en el sector central. La prueba de producción en la arenisca pirai tuvo resultados positivos, constituyendo en un nivel productor de gas. El espesor saturado de hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros. El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este pozo el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo. El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC” se determinó un espesor útil productivo de metros para gas y 20 metros para petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API. Asimismo se determinó que la arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13 metros, una porosidad de 13%

y una saturación

de 42%, quedando como

reservorio potencial para una posterior intervención y explotación. A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento artificial con agua (Hidraulic Lift) y gas (Gas Lift) como fluido motrices. En este campo se perforaron 11 pozos, actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención. La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual se encuentra los niveles productores Sara y Pirai. La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas.

74

TITULO: AUTOR:


Después de evaluar los reservorios penetrados, la atención se centró en la Arenisca Sara. Se llevó a cabo una sola prueba de producción en el intervalo 2132 - 2136, (profundidad perforada). Esta prueba resultó altamente favorable, indicando relativamente petróleo pesado de (32º API). Como la formación está constituida por cuatro bloques es necesario aplicar el proyecto en uno de estos bloques del reservorio. Siendo elegido el bloque 146 (pozos: HSR-X1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10) por contar con mayor número de pozos invertido. Los pozos que se han elegido para llevar a cabo el presente estudio y sus respectivas funciones son:  HSR-10:

Pozo Inyector

 HSR-X1:

Pozo Productor

 HSR-4:

Pozo Productor

 HSR-6:

Pozo Productor

3.1.4 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres) Se cuenta con los datos de las reservas de petróleo y la producción acumulada, así como la reserva remanente en cada pozo del Bloque 146. TABLA 10: Reserva bloque 146 PARÁMETROS Radio Dren Radio Resv. OOIS Reserva Prod. Acum. Res. Reman

UNID M M Bbls Bbls Bbls Bbls

HSR-X1 117,00 230,00 1.845.750 553.725,08 474.735,00 78.990,06

HSR-4 52,00 150,00 597.534,00 119.506,78 71.486,00 48.020,78

HSR-6 99,00 200,00 1.520.163,00 425.645,52 373.560,00 52.085,52

HSR-10 34,00 100,00 272.926 76.419,32 31.726,00 44.693,32

TOTAL ----4.236.373 1.175.296,7 951.507,00 223.789,68

Fuente: YPFB Chaco

75

TITULO: AUTOR:


Se ha elegido como Pozo Inyector al pozo HSR-10 ya que este se encuentra actualmente cerrado. Esperando intervención y una buena forma de utilizarlo es aplicándolo este proyecto de recuperación EOR como Pozo Inyector de CO2, ya que se encuentra en el centro del Bloque 146. Como Pozos Productores se han elegido los Pozos HSR-X1, HSR-4 y HSR-6, ya que se encuentran actualmente en producción mediante levantamiento hidráulico (Hidraulic Lift) y Levantamiento neumático (Gas Lift). NOTA: ver anexo 2: Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara Estos cuentan con la sarta de producción instalada, por lo que no será necesario otro sistema de elevación y podremos hacer un análisis de incremento en la producción del bloque cuando se implemente el sistema de Re - Inyección de CO2. Las características como ser, los arreglos superficiales (Cabezales de Pozos) y los arreglos Sub-Superficiales (Esquema de la Sarta de Perforación) del pozo inyector mencionado se muestra en detalle en el ANEXOS 2. Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector) Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10 3.2 Determinación de los parámetros de operación 3.2.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 El caudal de gas que llega a la planta Santa Rosa, como se menciona en el capítulo 1.3 es de 40.211 MMSCFD y contiene cerca de 10,5 % de dióxido de carbono, el mismo que es venteado a la atmosfera.

76

TITULO: AUTOR:


La capacidad máxima de la Planta Santa Rosa es de 60 MMPCD, para los posteriores cálculos del diseño de ducto se tomará este valor, para las prevenciones futuras. QGas= 40,211 MMSCFD 10,5 %

Dióxido de Carbono

Entonces el caudal de dióxido de carbono que se genera por día y que el mismo será inyectado a través del pozo inyector con un volumen de CO2 de: 40,211 MMSCFD QCO2

100% 10,5 %

QCO2= 4,22 MMSCFD Este caudal de dióxido de carbono será inyectado al pozo HSR-10, para la recuperación mejorada del petróleo. 3.2.2 Calculo de la presión de formación En este punto la presión de formación la tenemos como datos. La presión de formación es: Pyac= 2742 Psi 3.2.3 Presión hidrostática CO2 La presión hidrostática de la columna de CO2, se calculará en base a las condiciones que se encuentra en el arreglo del pozo inyector HSR-10, que tiene una profundidad de 2250 metros previamente se procederá a calcular la densidad del CO2. A condiciones de yacimiento. 77

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 CO 2 

Datos: Pyac=2883,9 Psi MCO2= 44,01 R=10,732 γco2=?

P Yac  M CO2 RT

Wgas  1427630,18 BTU/hora

CO2  18,259 Lb / pies3 CO2  0,2924

PH=? T= 155,82 ºF

gr cc

Entonces la presión hidrostática será de: PH=1, 4212 x h (mts) x γco2 PH=1, 4212 x 2250 mts x 0,2924 gr/cc PH= 935 Psi 3.2.4 Presión de inyección de CO2 La presión de inyección (Piny) generalmente se utiliza a una presión de inyección de 30% mayor a la presión del yacimiento o reservorio como se muestra a continuación:

Piny=Pres + Pres (0,30), Psi Piny= 2742 Psi+ 2742 Psi (0,30) Piny = 3564,6 Psi

78

TITULO: AUTOR:


3.2.5 Presión requerida en cabeza del pozo Pcab= Piny - PH (Psi) Pcab= 3564,6 – 935 (Psi) Pcab= 2629,6 Psi 3.2.6 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) Para determinar la MMP entre el CO2 y el petróleo se calcula de la siguiente forma: Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe), en la cual está bajo la norma SPE-Miscible Displacement of AIME. Como dato tenemos la temperatura del yacimiento 155,82 ºF MMP= 1930 Psi 3.2.7 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2 En esta sección se describen los aspectos técnicos y económicos del transporte de CO2 a través de tubos en forma supercrítica, Se busca además optimizar los aspectos energéticos del transporte por tubería a los puntos de inyección. Así, luego de haber extraído el CO2, se debe manejar que hacer con él y naturalmente puede ser utilizado por algún otro proceso o ser tratado como desperdicio y luego desechado. Existen 2 opciones o tipos de transporte: Continuo o Discontinuo, ambos requiriendo de recursos sustanciales en términos de energía y costos. Debido al comportamiento bajo diferentes presiones y temperaturas del CO2 el transporte debe ser tratado adecuadamente para evitar formas sólidas. Previo al inicio del transporte del material este debe ser tratado a través de un rápido y simple proceso, dependiendo cual sea el tipo de transporte. En el caso de que el transporte sea continuo, es decir, a través de una tubería el CO2 debe ser manejado con cambios de temperaturas y de presión mediante un compresor para 79

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su compactación y con esto una mayor cantidad de flujo puede ser manejado en menos tiempo. Como se mencionó anteriormente hay dos tipos de transporte: -

Transporte Continuo

-

Transporte discontinuo

En nuestro caso el tipo de transporte que se implementará en nuestro tema es el de: Transporte Continuo. 3.2.8 Transporte Continuo de CO2 Por lo general, el CO2 gaseoso es comprimido a una presión superior a 8 MPa (1160.3 Psi) con el fin de evitar regímenes de flujo de dos fases y aumentar la densidad del CO2, facilitando y abaratando su transporte. 3.2.8.1 Propiedades del CO2 

Es inodoro e incoloro



Es más denso que el aire a presión atmosférica



Es altamente compresible. A elevadas presiones es un fluido denso a temperatura ambiente. Por ejemplo, a 100 bar (1450,38 Psi) y 20ºC está en un estado de fluido denso denominado supercrítico



No es inflamable suele utilizarse como extintor de incendio



Las propiedades Físico - Químico del CO2 puro permiten su transporte en fase densa con altas presiones y a temperaturas ambiente.



Cualquier transporte que permita contener CO2 a presión superiores a 80 bar

80

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Figura 11: Diagrama de presión y temperatura-dióxido de carbono

Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono CO2 Pesor Molecular Densidad (0ºC y 1 atm) Presión Vapor Liquido Saturado Temperatura Critica Presión Critica Temperatura Triple Punto Presión Triple Punto

VALOR 44,1 1,977 3485 (506) 31,1 7382 (1071) -56,6 518 (75)

UNIDAD g/mol Kg/m3 Kpa (Psi) ºC Kpa (Psi) ºC Kpa (Psi)

81

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3.2.8.2 Determinación del factor de compresibilidad Para la determinación de la compresibilidad de la composición del gas emergente se determinara con la siguiente manera: Ver Anexo 2 Figura 23: Compressibility factors for CO2, como dato tenemos la presión de formación 2742 Psi y la temperatura a la salida del dióxido de carbono 100 ºF: Entonces Z=0,39 3.2.8.3 Determinación del diámetro del sistema de transporte de CO2 En este punto se procederá a calcular el diámetro de la línea de transporte de CO2, se tomará en cuenta que para el cálculo del diámetro se calculará con la máxima capacidad de la planta de gas Santa Rosa, para cubrir futuras previsiones de transporte de CO2 a través del ducto en caso que aumente la producción de la planta Santa Rosa. Para la determinación del diámetro se utilizará las ecuaciones siguientes según la fuente: GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon. Con estas ecuaciones se obtendrá diferentes datos donde al finalizar se obtendrá un solo valor de diámetro óptimo para el transporte de CO2. Las ecuaciones afectadas para estos cálculos son: -

Ecuación AGA

-

Ecuación de Panhandle B

-

Ecuación Weymouth

82

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a) Ecuación de AGA



 Tb  P12  P 2 2 Q  38 ,77 xF     Pb  G  Tf  Le  Z



0 ,5

 D 2,5

Dónde: Q = Caudal de gas (6,3 MMPCD) E = Eficiencia de la tubería, en valores decimales menores o igual a uno (1) Tb = Temperatura base en °R (520) Pb = Presión base en psia. (14,7) P1 = Presión de salida psia. (2882) P2 = Presión de llegada psia. (2629,6+14,7=2644,3) G = Gravedad especifica del gas (aire = 1) (1,445) Tf = Temperatura promedio de flujo en °R

(155,82 ºF)=537,91

Le = Longitud equivalente de la tubería en millas (14,5 Km=9,00 Millas) Z = Factor de compresibilidad del gas a dimensional (0,39) D = Diámetro interno de la tubería en pulgadas (¿?) F=20 (Asumido) µ=0,0158 (Calculado Figura 17a: Variación de viscosidad con temperatura) 2 2882  2644 ,3

 520   6,3x 10 6  38,77 x 20    1,445  537 ,91  9  0,39  14 ,7  2



  

0 ,5

 D 2 ,5

D  2,558 In

83

TITULO: AUTOR:


O NPS 2,5 Pulg, con un espesor de pared de 0,276 Pulg SCH. XS.  Calcular el factor de transmisión con este tamaño de la tubería, utilizando 2 con 0,276 Pulg. De espesor de pared. Dentro de Diámetro de la tubería D=2,875-2x0,276=2,323 Pulg.  Calculando el Número de Reynolds.

 Pb   G  Q   Re  0,0004778       Tb     D   14 ,7   1, 445  6,3  10 6  Re  0,0004778      520   0,0158  2,323 

Re  3350 ,17

Con el número de Reynolds obtenido, nos da un flujo Crítico. Nuevamente se calcula el factor de Transmisión corregido con la siguiente ecuación.

 3,7  D  F  4 log10   0 , 0007    3,7  2,323  F  4 log10    0,0007  F  16 ,356

84


TITULO: AUTOR:

Con el factor de transmisión corregido obtenemos nuevamente el diámetro óptimo con la ecuación de AGA.



2  520   2644 ,32 2882 6,3x 10  38,77  16 ,356     14 ,7  1, 445  537 ,91  9  0,39 6



0 ,5

 D 2 ,5

D  3, 277 In Por lo tanto en base a la ecuación de AGA, obtenido con la corrección de F, nos da un Diámetro de 3,277 Pulg. b) Ecuación de Panhandle A

  

Tb Q  435 ,87  E Pb

1, 0788

2 2 P1  P 2  0 ,8539  Tf  Le  Z G

1,0788

 520  6,3x106  435,87  0,95    14,7 

  1,445



2882 2 2644,3

0,8539



0 , 5394

 D 2 , 6182 0,5394

   537,91 9  0,39  2

 D2,6182

D  2,52 In c) Ecuación de Panhandle B

  

Tb Q  737  Pb

1, 02

P1  P 2  0 , 961  Tf  Le  Z G 2

1, 02

 520  6,3x10  38,77 16,356    14,7  6



2



0 , 51

 D 2 , 53

2 2882  2644,3  1,4450,961  537,91 9  0,39 2



0,51

 D2,53

D  2, 483 In 85

TITULO: AUTOR:


d) Ecuaciones Weymouth

 

P1  P 2 Tb Q  433 ,5  E   Pb G  Tf  Le  Z 2

2



0 ,5

 D 2 , 667 0,5

2882  2644,3   2,667  520   6,3x 106  38,77  16 ,356      D 1,4450,961  537,91  9  0,39  14,7  2

2





D  3,057 In En resumen, el diámetro interior mínimo de tubería requerido basado en el flujo de varias ecuaciones es el siguiente: Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas ECUACIONES Ecuación de AGA Ecuación de Panhandle A Ecuación de Panhandle B Ecuaciones Weymouth

DIÁMETROS EN “PULG” 3,277 2,52 2,483 3,057

En la tabla superior tenemos los resultados de los diámetros obtenido con las diferentes ecuaciones nombradas, con este resultado obtenemos el promedio del diámetro interno de 2,834 para el transporte de CO2. Ya que este valor no está dentro de los rangos comerciales, tomamos el valor de 3 Pulg. Es importante aclarar el diámetro seleccionado se obtuvo con la máxima capacidad de la planta, en caso que posteriormente aumente la producción de la planta y por ende la producción de CO2, esto también va a depender de la cromatografía del gas. 86

TITULO: AUTOR:


NOTA: actualmente se está lanzando licitación para la producción de surgencia del pozo SRS-10, es así que la planta Santa Rosa aumentara su producción y por ende el venteo de CO2, ya que este pozo contiene cerca de 10,8 CO2 según datos obtenidos actualmente por YPFB Chaco. 3.2.8.4 Determinación de la especificación del material de transporte de CO2 La especificación o estándar para la determinación del material de ducto, se basará en la norma: ASME 31,4 (sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos por ductos de tubería). Edición 1992 De acuerdo al párrafo 423.2.6 de la norma que se menciona en la parte superior indica que: En las líneas de dióxido de carbono, se deben usar materiales que estén en conformidad con ASTM A 333 y ASTM A 420 (para accesorios). Entonces la tensión admisible para el uso del sistema de tubería, se basará de igual forma a la norma ASME 31,4 donde se determina la Resistencia Mínima a la Fluencia es de: 35000 Psi, grado del material: ASTM 333 GR 6. Como indica en la tabla 402.3.1 (a) Pág. 28 Edición 1992. Que la misma se encuentra en la parte inferior, donde nos indica la estandarización o especificación de los diferentes materiales para diferentes servicios y accesorios. Para nuestro caso el material que se utilizará está marcado con color amarillo, tanto la línea y para los accesorios en la tabla inferior.

87

TITULO: AUTOR:


Tabla 13: Estándares de materiales

88

TITULO: AUTOR:


Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería

3.2.8.5 Determinación del espesor nominal de la tubería El espesor requerido para sección rectas de tubería se determinar de acuerdo a la siguiente ecuación según norma ASME 31,8 Párrafo 841.11 Pág. 36 89

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P  d 2 S  F  E T

t  Dónde:

t = Espesor nominal de la tubería (pulgadas). P = presión de diseño (psi). S = Esfuerzo mínimo de cedencia del Material (psi). (Ver Tabla 14). d = Diámetro exterior de la tubería (pulgadas). F = Factor de Ajuste que depende de la clase de localización=0,60 (ver Anexos Tabla 31). E = Factor de junta longitudinal = 1,00 ver (Anexos tabla 32). T = Factor de temperatura = 1 (ver Anexos Tabla 33)

t  t 

p  d 2 S  F  E T

3600  3 , 5 2  35000  0 ,60  1  1

t  0 ,3" El espesor de pared requerido para nuestro Ducto es de 0,3 pulgadas, teniendo en cuenta que la tubería estará expuesta a la corrosión. 3.2.8.6 Conclusión del diseño de ducto en base a norma ASME B31,8 y B31,4 Diámetro

:

3 Pulg. (76,2 mm).

Espesor de la Pared

:

0,3 Pulg. (7,62 mm).

SCH

:

80

Longitud del Ducto

:

14,5 Km. 90

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Especificación Límite de Cedencia

(SYMS)

Clase

:

ASTM A 333.

:

35,000 (psig.)

:

1500

Presión máxima de operación (PMO) :

3600 (Psig.)

3.3 Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo A continuación se procede a calcular todos los parámetros que influyen en el sistema de compresión y basándose rigorosamente de acuerdo a la norma API 618 y siguiendo con los procedimientos de cálculos del GPSA. 3.3.1 Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera La composición del gas la obtenemos del análisis cromatográfico. Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA Componentes

CH4 C 2H 6 C 3H 8 I C4H10 N C4H10 I C5H12 N C5H12 C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 CO2 N2 H 2O

Fracción Molar

Peso Molecular

0,00506 0,0007 0,00025 0,00005 0,00011 0,00011 0,00010 0,00015 0,00045 0,00051 0,00081 0,9089 0,00022 0,08258 1,00 (1)

16,042 30,069 44,096 58,122 58,122 72,149 72,149 86,175 100,202 114,229 128,255 44,010 28,0135 18,0153 (2)

Peso Molecular Equiv.

Capacidad Calorífica (100ºF)

Capacidad Calorífica Final

0,08117 0,02104 0,011024 0,00290 0,00639 0,00793 0,007214 0,01292 0,0450 0,05825 0,1038 40,00 0,00616 1,487 41,85 (3)=(1)(2)

8,65 12,95 18,17 23,95 24,08 29,42 29,71 35,37 41,02 46,92 35,95 9 9,96 8,03

0,04376 0,0906 0,00467 0,001197 0,00264 0,003236 0,00297 0,00530 0,01845 0,02392 0,0372 8,1801 0,00219 0,663 9,079 (5)=(1)(4)

(4)

91

TITULO: AUTOR:


Los valores de las columnas 2 y 4 son obtenidos de la tabla del GPSA Pág. 680 y 315. En base a la composición podemos determinar la gravedad específica del CO2 y el peso molecular del aire, medidos ambos a 60 ºF y 14,7 Psia.

SG 

41,85 28,964

SG  1,44

La relación de los valores específicos “K” para un proceso adiabático está dado por: Según la GPSA “Ver anexo 3 Figura 36”

K

PmCp PmCp  1,987

K

9,079 9,079  1,987

K  1,280

Se necesita también el poder calorífico y los valores críticos obtenidos en base a la tabla anterior. Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico BTU/CF Equiv CH4 909,1 4,6 C 2H 6 1617,8 1,132 C 3H 8 2316,1 0,579 I C4H10 30001 0,150 N C4H10 3010,4 0,331 I C5H12 3698,3 0,406 N C5H12 3707,5 0,370 C6H14 4403,7 0,660 C7H16 5100,2 2,29 C8H18 5796,7 2,956 C9H20 6493,3 5,259 CO2 0 0 N2 0 0 H 2O 0 0 18,733 1,00 BTU/CF (1) (2) (3) (4)=(2)(3) En la siguiente tabla también se calculará la temperatura crítica y la presión crítica. Componentes

Fracción Molar 0,00506 0,0007 0,00025 0,00005 0,00011 0,00011 0,00010 0,00015 0,00045 0,00051 0,00081 0,9089 0,00022 0,08258

BTU/CF

92

TITULO: AUTOR:


Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica Componentes CH4 C 2H 6 C 3H 8 I C4H10 N C4H10 I C5H12 N C5H12 C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 CO2 N2 H 2O

Pc Pc Tc Tc Fracción Individual Equiv. Individual Equiv Molar (Psia) (Psia) (ºR) (ºR) 0,00506 667 3,375 343,34 1,737 0,0007 706,6 0,494 549,92 0,384 0,00025 615,5 0,1538 665,92 0,1664 0,00005 527,9 0,0263 734,41 0,0367 0,00011 550,9 0,0605 765,55 0,0842 0,00011 490,4 0,0539 829 0,0911 0,00010 488,8 0,0488 845,8 0,0845 0,00015 436,9 0,0655 913,8 0,13707 0,00045 396,8 0,1785 972,9 0,4378 0,00051 360,7 0,1839 1024,2 0,522 0,00081 330,7 0,2678 1070,8 0,8673 0,9089 1070 972,523 547,76 497,85 0,00022 492,5 0,1083 227,47 0,050 0,08258 3200,1 264,26 1165,1 96,21 1,000 Pc=1241,79 Tc=598,658

3.3.2 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor. La presión critica absoluta= 1241,79 Temperatura crítica absoluta=598,658 V.max=6,3 MMSCFD SG= 1,44 Presión de succión=70 Psig=84,7 Psia K=1,28 Temperatura de succión (Ps)=100ºF Presión de descarga (Pd)=2882 Psia Presión barométrica= 14,12 Psia 93

TITULO: AUTOR:


3.3.3 Diseño de compresor con un etapa Primeramente se calculará la temperatura de descarga del compresor, con una sola etapa, con el fin de verificar la relación de compresión que normalmente es menor de 5. 3.3.3.1 Relación de compresión

R  Pd / Ps

R  2882 / 84 ,7

R  34 ,02 3.3.3.2 Determinación de la temperatura de descarga La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.  K 1   K 

Td  Ts  R 

 1, 28 1   1, 28 

Td  560  34 ,02 

Td  1211 º R  751 º F En resumen la temperatura de descarga del compresor que se obtuvo en esta sección es demasiada alta de igual forma la relación compresión es un valor muy elevado, por lo que será necesario diseñar un compresor de tres etapas, también se calculó con dos etapas y nos da un valor alto por encima del valor de relación de compresión normal que es menor a 5. 3.3.4 Diseño de compresor con tres etapas 3.3.4.1 Relación de compresión primera etapa Sobre el cálculo de esta relación para cada servicio se obtiene dividiendo la presión de descarga final, para la presión de succión inicial, tomando valores absolutos para el caso de servicios en varias etapas, se procede a la siguiente manera: 94

TITULO: AUTOR:


a) La relación de compresión inicial por etapa se obtiene de.

R1  n Pd / Ps

R1 

3

2882 / 84 , 7

R 1  3 , 24 3.3.4.2 Determinación de la presión de descarga de la primera etapa

R1 

Pd 1  Pd 1  (R1 )(Ps) Ps

Pd 1  (3, 24 )(84 ,7 )

Pd 1  274 ,4 Psia Para la relación de compresión de la primera etapa es necesario considerar la caída de presión inter etapa AP, calculada así:



 P  0,1 Pd 1

0,7

P  0,1 274 , 4



0,7

P  5 Psia 3.3.4.3 Determinación de la presión de succión de la segunda etapa Será la presión de descarga de la primera etapa menos la caída entre etapas.

Ps 2  Pd 1   P

Ps 2  274 ,4  5

Ps 2  269 Psia 3.3.4.4 Relación de compresión segunda etapa

R2 

n

Pd / Ps 2

R 2  2 2882 / 269 R 2  3, 27 95

TITULO: AUTOR:


3.3.4.5 Determinación de la presión de descarga de la segunda etapa

Pd 2  R 2  Ps 2

Pd 2  3, 27  269

Pd 2  880 Psia Para la relación de compresión de la primea etapa es necesario considerar la caída de presión inter etapa AP, calculada así:

P  0,1 Pd 2 

0,7

 

P  0,1 880

0,7

P  11,5 Psia 3.3.4.6 Determinación de la presión de succión tercera etapa

Ps 3  Pd 2   P

Ps 3  880  11,5

Ps 3  868 ,5 Psia 3.3.4.7 Relación de compresión tercera etapa

R 3  Pd Ps 3

R 3  2882 868 ,5

R 3  3,32 3.3.4.8 Determinación de la presión de descarga de la tercera etapa

Pd 3  R 3  Ps 3

Pd 3  3,32  868 ,5

Pd 3  2883 Psia 3.3.4.9 Determinación de la temperatura de descarga. La temperatura de descarga de cada etapa es calculada en base a la temperatura de descarga para un proceso adiabático en cilindros enfriados con agua de la siguiente manera: 96

TITULO: AUTOR:


La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.

Td  Ts  R

K 1 K

3.3.4.10 Determinación de la temperatura de descarga de la primera etapa

Td 1  Ts 1  R1

K 1 K

Td 1  560  3, 24

1, 28 1 1, 28

Td 1  724 º R  264 º F 3.3.4.11 Determinación de la temperatura de descarga de la segunda etapa En la temperatura de descarga de la segunda etapa suponemos no hay enfriamiento entre etapas, ya que Td es baja.

Td 2  Ts 2  R 2

K 1 K

Td 2  724  3, 27

1, 28 1 1, 28

Td 2  938 º R  478 º F 3.3.4.12 Determinación de la temperatura de descarga de la tercera etapa

Td 3  Td 2  R 3

K 1 K

Td 3  938  3,32

1, 28 1 1, 28

Td 2  1219 º R  759 º F 3.3.4.13 Resultado de las temperaturas de compresión de dos etapas Observando los cálculos obtenidos con compresión de dos etapas se observa que las temperaturas son aún muy elevadas, como se observa en la tabla inferior por lo que será necesario diseñar un sistema de aeroenfriador en la inter-etapa del compresor con el objeto de viabilizar el transporte de CO2 a través del ducto diseñado.

97

TITULO: AUTOR:


Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas Presión de succión 84,7 Psia

PRESIONES Presión de Presión de Presión de Presión de succión 2 descarga 2 succión 3 descarga 3 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3 264 ºF 478 ºF 759 ºF

Presión de descarga 1 274,4 Psia

Temp. De Succión 1 100 ºF

3.4 Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor Los datos para el diseño del aeroenfriador, como ser la temperatura de descarga 1 del compresor y la presión de descarga 1 serán tomados en este capítulo, estos datos soy muy importante para el diseño del aeroenfriador y también tenemos el máximo flujo de gas de 6,3 MMSCFD de dióxido de carbono. Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2

3.4.1 Parámetros operativos del aeroenfriador  Presión de succión del compresor = 84,7 Psia  Presión de descarga del compresor = 880 Psia  Máximo flujo a ser enfriado = 6,3 MMSCFD  Temperatura del fluido aguas arriba del compresor = 100 ºF  Temperatura del fluido aguas abajo del compresor = 478 ºF  Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF (ideal) 3.4.2 Parámetros de diseño del aeroenfriador  Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 478 ºF  Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF

98

TITULO: AUTOR:


 Temperatura ambiente del lugar = 101,3 ºF (asumiendo para el cálculo el día más cálido )  Presión del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 880 Psia  Máximo flujo de gas de CO2 a ser enfriado = 6,3 MMSCFD de CO2 3.4.2.1 Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor Se asume una aproximación del coeficiente de transferencia global de la figura 10-10 del GPSA Ver anexo 4 “Tabla 37”

Ux  4, 2 Se asume este valor de transferencia global de calor en función a la presión del gas a ser enfriado. 3.4.2.2 Cálculo aproximado del incremento de temperatura del aire

  Ux  1  T 1  T 2 ta    t1     10  2

 4, 2  1  478  110   ta    101,3   2  10  

ta  100 º F 3.4.2.3 Cálculo de la corrección de diferencia de temperatura media Cuando la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD) primero se calcula la diferencia de la temperatura media logarítmica (LMTD)

gas  T1  T 2 aire  t 2  t1

478 110 201101,3

LMTD 

LMTD

478

LMTD 

T 1  t 2   T 2  t 1   T 1  t 2   LN  T 2  t 1 

 201   110  101 , 3   478  201   LN    110  101 , 3 

 77 , 5 º F 99

TITULO: AUTOR:


Una vez determinada la diferencia de temperatura media logarítmica, se determina la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD).

 LMTD

CMTD

 factor

de correccion

factor de correcc ion :  t 2  t1  201  101 ,3 P   0 , 26   T 1  t1  478  101 ,3 478  110  T1  T1  R   3, 7   t 2  t1  201  101 ,3

f 4  0,96

f  Este valor se obtiene del fig-9-7 del GPSA, Ver anexo 4, Figura 28 4

CMTD  66 ,3  0,96

CMTD  63,6 º F

3.4.2.4 Cálculo de la carga térmica

Q  CP gas T 1T 2  * W gas W gas 

V1 

Q1  6,3  10 6

W gas 

2,06 20

Q1 V1

V1 

Zd 1  R  T 1 P1  M

0,95  8314 ,34  521 6067  41,85

V 1  20

m 3 Kg

3 3 3 1 Hora Dia 0,028316 m Pie m 2 , 064     3 Seg Dia 24 Horas 3600 Seg Pie

W gas  0 .103 kg

W gas  0,103 Kg/Seg.

seg

3600 seg Lb  2, 2046 1 hora 1 Kg

100

TITULO: AUTOR:


W gas  817 ,5 Lb/Hora

Q  9,079  478  110   817 ,5 Q  2731326 ,4 BTU/hora 3.4.2.5 Cálculo de la superficie requerida A una vez calculada la carga térmica se calcula la superficie requerida

Ax 

Q Ux  CMTD

Ax 

2731326,4 4,2  63,6

Ax  10225 ft 2 3.4.2.6 Cálculo de la cara del área Para el cálculo de la cara del área se usará el factor APSF de la figura 10-11 del GPSA, ver Anexo 4, figura 29.

Fa 

Ax APSF

Fa 

10225 80,4

Fa  127 ft 2 3.4.2.7 Cálculo de la unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida. La longitud de tubo comúnmente asumida está en el rango de 4 ft-30ft

Width 

Fa L

Width 

127 20

Width  6 ft 3.4.2.8 Cálculo del número de tubos necesario Para la determinación del número de tubos se usará el factor APF de la figura 10-11 del GPSA. Ver anexo 4, Figura 29

Nt 

Ax APF  L

Nt 

10225 5,58  20

Nt  92 101

TITULO: AUTOR:


3.4.2.9 Cálculo de la velocidad másica en los tubos Se asume un numero de pasos y tomando el valor leído del área del tubo dentro de la sección transversal (At) de la figura 9-25 del GPSA”Figura 30” Nota: el valor del punto 3.4.2.7 es 4 y es menor a los estándares establecidos en la tabla del GPSA, por lo tanto se asumirá con el menor valor que es 8, de acuerdo a lo que indica en la tabla 9-25 del GPSA, Ver anexo 4 figura 30

Gt 

144  Wt  Np 3600  Nt  At

Gt  3

144  817 ,5  3 3600  92  0,3526

Gt 

ft ft sec 2

3.4.2.10 Cálculo del número de Reynolds modificado El valor del diámetro interno del tubo se obtiene de la fig. 9-25 del GPSA, ver anexo 4, figura 30 y el valor de la viscosidad del gas se obtiene de la figura 23-25 del GPSA, ver Anexo 4, figura 31.

Nr 

Di  Gt

Nr 



0,670  3 0,0155

Nr  130 3.4.2.11 Cálculo de la perdida de carga en los tubos Para el cálculo de la perdida de carga en los tubos se utilizará la ecuación de la figura 10-14 (Figura 34) y la figura 10-15 (Figura 33) del GPSA

APf 

f  y  L  Np



 B  Np

Primero se debe determinar el valor del coeficiente de fricción de moody el cual se lo determina con la siguiente ecuación o de la figura 10-15 (friction factor for Fluids Flowing inside Tubes) del GPSA. Ver anexo 4, figura 33. 102


TITULO: AUTOR:

De la figura 10-15 se obtiene

f con Nr=130 f  0,0023

Segundo paso para determinar la caída de presión en los tubos, se debe determinar el valor del factor de corrección de la figura 10-14 del GPSA, Ver anexo 4, Figura 34, en los pasos anteriores se ha determinado la velocidad másica del fluido. Gt  3

lb Con este valor se intersecta con el valor de la gravedad específica ft sec 2

de esta manera se obtiene el factor de corrección.

y2

B  0,2

Tercer paso es determinar el valor del factor de corrosión de viscosidad el cual se obtiene de la figura 10-19 del GPSA, Ver anexo 4, figura 35

 1 Entonces el resultado será:

APf 

f  y  L  Np

 B  Np



APf 

0,0023  2  20  3  0, 2  3 1

APf  0,876 Psi 3.4.2.12 Cálculo del coeficiente de traspaso superficial de calor Para la determinación del coeficiente de traspaso superficial de calor en el tubo se usará la ecuación de la figura 10-13 (Figura 37) y figura 10-12 (Figura 36) del GPSA

jk ht  Obtenemos k



Cp   k





Cp   k Di



1/ 3



1/3

la figura 10-12 del GPSA de la figura 36 con viscosidad

de 0,0155 Cp,=0.0325. 103

TITULO: AUTOR:


Ver anexo 4 figura 37 De la figura 10-13 del GPSA se obtiene el valor de j en función al número de Reynolds modificado Nr=130, Ver Anexo 4, figura 37 j  900 Entonces calculamos

" ht900 "  0,0325  1

ht 

0,670

ht  44 BTU/hr ft 2 º F

3.4.2.13 Cálculo de la cantidad de aire

Wa 

Q 0, 24  Ata

2731326 , 4 0, 24  100

Wa 

Wa  113805 Lb/hr 3.4.2.14 Cálculo de la velocidad del aire

Ga 

Wa 76 , 482

Ga 

113805 76 , 482

Ga  1488 Lb/ ft 2 .h 3.4.2.15 Determinación del coeficiente de traspaso de calor del aire El coeficiente de traspaso de calor del aire es leído de la figura 10-17 del GPSA, Ver anexo 4, figura 38.

ha  6,35 BTU/hr º F. ft 2 3.4.2.16 Cálculo del área del ventilador

fan area/f an  FAPF 

0 ,40  Fa Nro fans

FAPF 

0, 40  127 2

FAPF  25, 4 ft 2 /fan

104

TITULO: AUTOR:


3.4.2.17 Cálculo del diámetro requerido del ventilador



fan diametro  4 

(FAPF) π



0,5



fan diametro  4 

( 25, 4) π



0 ,5

fan diametro  5,6 ft  fand diametro  6 ft 3.4.2.18 Cálculo estático de caída de presión del aire Para este cálculo se determina el valor de la Fp (factor de caída de presión del aire) de la figura 10-18, Ver anexo 4, figura 40 y el valor de Dr (relación de densidades en función a la altura del lugar) de la figura 10-16 del GPSA, Ver anexo 4, figura 39. Se determina la temperatura promedio del aire de la siguiente ecuación:

Ta , avg 

t1  t 2 2

Ta , avg 

101,3  201 2

Ta , avg  151 º F Con los valores obtenidos se resuelve la siguiente ecuación para determinar la caída estática

de presión del aire, N Numero de filas se obtiene de la fig. 10-11

del GPSA, Ver anexo 4, figura 29

 Pa 

Fp  N DR

Pa 

0,0360  3 0,90

Δ Pa  0,12 pu lg of water 3.4.2.19 Cálculo del volumen real del aire En este paso se debe usar el valor de

D R , a la temperatura de entrada al

ventilador para resolver de la siguiente ecuación, el volumen de aire real

t 1  101,3 º F

ACFM 

Wa D R  60  0,0749

ACFM 

113805 0,94  60  0,0749

ACF M  26940 ft 3 /m 105


TITULO: AUTOR:

Para dos ventiladores (2 fans) se requiere un volumen real de aire de: 13470 ft 3 / m

3.4.2.20 Cálculo de la presión total del ventilador Para la aproximación de la presión total del ventilador utilizando DR para el aire del ventilador y el área del ventilador.

Pf

 ACFM  Apa    4005   D 4 



2

   

2

Pf



 26940  0,12     4005 4 6



2

  

2



Pf  0,177 inches of water

3.4.2.21 Cálculo de la potencia de freno por ventilador (HP) Para la aproximación del Brake Horsepower por ventilador se usará un eficiencia del 70% por ventilador. BHP 

 ACFM

/ fan   Pf 6356  0,70



BHP 

13470  0,177  6356  0,70

BHP  0,54 HP  por cada ventilador

3.4.2.22 Cálculo de la potencia requerida Para el cálculo de la potencia requerida, considerando una eficiencia de motor de 92%

potencia 

BHP 0,92

potencia 

0,54 0,92

potencia  0,6 HP

3.4.2.23 Cálculo de la superficie extendida Extended surface area  Fa  APSF

Extended surface area  127  80 ,4

Extended surface area  10211 ft 2

106

TITULO: AUTOR:


3.4.2.24 Resultados de los cálculos del aeroenfriador  el tipo de aeroenfriador diseñado es de tipo forzado (de aspiración mecánica)  un parámetro importante en el diseño es la temperatura del aire del lugar, la cual se determinó en función a un registro de temperatura siendo esta 35,5 ºC (101 ºF)  la longitud de los tubos requerida es de 20 ft, el ancho requerido para el diseño es de 6 ft, con los cuales se requiere un área de 10225 ft2  el aeroenfriador requiere de 2 ventiladores de 6 ft de diámetro cada uno de ellos  la potencia requerida por ventilador es de 0,54 HP = 1 HP con la cual se garantizará el proceso de enfriamiento del dióxido de carbono.  El número de tubos requeridos para el aeroenfriador es de 92 unidades de 1” de diámetro externo y espesor 0,165 Pulg.  Temperatura del dióxido de carbono aguas abajo del aeroenfriador 110 ºF con este resultado se prosigue a calcular la temperatura de descarga de la segunda etapa del compresor y presión de descarga después del aeroenfriador. 3.4.3 Cálculo de la potencia requerida para la compresión. La potencia requerida por cada etapa y para 1MMSCFD medidos a 14,4 Psia y temperatura de succión, se determinara en 2 partes. 1. Potencia básica por millón 2. Corrección de potencia esto es en la corrección que se debe añadir la potencia básica debido a la caída de presión en válvulas y pasajes etc.

107

TITULO: AUTOR:


3.4.3.1 Determinación de la potencia requerida para la primera etapa Para la determinación de la potencia requerida se basara en la ecuación 13-21 proporcionada según la GPSA

BHP / MMCFD (14 , 4 Psia y Ts )  46 ,9

K - 1  K 1   Zs 1  Zd 1  1    R1 K    K  2  Z o 

K=1,28 R1=3,24 Ps=Presión de succión=84,7 Psia Ts=100 ºF+460=560ºR Pc=1241,79 Psia Tc=598,658 Psia Zs1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión Zd1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de descarga Zo=factor de compresibilidad a presión y temperatura de 14,7 Psig (60 ºF) Para calcular los factores de compresibilidad se procede de la siguiente manera. Y con la figura 26 y 27 Anexo 3 Presión reducida de succión=

P Rs 

Ps Pc

Temperatura reducida de succión= T Rs 

Ts Tc

De la tabla anterior se obtiene Pc y Tc

P Rs 

Ps 84 ,7  P Rs   0,068 Pc 1241,79

Ts 560 T Rs   T Rs   0,935 Tc 598 ,658

 Zs  0,967 1

108

TITULO: AUTOR:


P Rd 1 

Pd 1 274 , 4  P Rd 1   0, 22 Pc 1241,79

Td 1 724  T Rd 1   1.21 T Rd 1  Tc 598 ,658

P Ro 

Po 14 ,7  P Ro   0,011 Pc 1241,79

Td 1 724 T Rd 1   T Rd 1   1.21 Tc 598 ,658

BHP/ MMCFD (14,4 Psia y Ts)  46,9



Zd 1  0,96



Z o  0,994

1,28-1  1,281 0,967 0,96 1   3,24 1,28   1,28  2 0 , 994   

BHP / MMCFD (14 , 4 Psia y Ts )  12 ,8 Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:

Correc .BH / MMCFD 

6027  SG Ts  Z o

SG=1,44 Ts1 =100 ºF=560 ºR Zo = 0,994

Correc .BH / MMCFD 

6027  1,44 724  0,994

Correc .BH / MMCFD  12 La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:

BHP / MMSCFD (14 , 4  Ts 1)  12 ,8  12 BHP / MMSCFD  24 ,8 109

TITULO: AUTOR:


Para los 6,3 MMSCFD primeramente corregimos este volumen a las condiciones de 14,4 y temperatura de succión.

MMSCFD (14 , 4  Ts 1)  MMSCFD 

14 ,7 Ts 1 Z ´   14 , 4 520 Z o

Ts1=100ºF=560ºR Zo= 0,99 Z`=factor de compresibilidad a 14,4 y Ts

Pc 

14 , 4 14 , 4  Pc   0,011 Pc 1241,79

560 Ts  Tc   0 ,93 TR  598 , 658 Tc

MMSCFD  6,3 



Z ´ 0,9942

14 ,7 560 0,9942   14 , 4 520 0,99

MMSCFD  6,955 La potencia para la primera etapa será de:

BHP / MMCFD  6,955  24 ,8 BHP / MMCFD  172 ,5

110

TITULO: AUTOR:


3.4.3.2 Determinación de la potencia requerida para la segunda etapa final

BHP / MMCFD (14,4 Psia y Ts2)  46,9

K - 1  K 1  Zs 2  Zd 2  1    R 2 K   K  2  Zo 

Dónde: K=1,28 R2=3,27 Ts2=724 ºR=264 ºF Td2=938 ºR= 478 ºF Ps2=269 Psia Pd2=880 Psia Pc=1241,79 Psia Tc=598,6 ºR Zo=0,98 Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27 Presión reducida de succión=

Ps 2 269   0 , 22 Pc 1241 , 79

Ts 2 724   1, 21 Temperatura reducida de succión= Tc 598 , 658

Presión reducida de descarga=

 Zs 2  0,96

Pd 2 880   0 , 712 Pc 1241 , 79

Temperatura reducida de descarga=

Td 2 938   1,55 Tc 598 , 658

 Zd 2  0,945

111

TITULO: AUTOR:


BHP / MMCFD  46 ,9

1, 28 1 1, 28 - 1    0,96  0,945  1  1, 28  3 , 27    2 1,28   0,98 

BHP / MMCFD  13 Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:

Correc.BH / MMCFD 

6027 SG Ts2  Zo

Correc.BH / MMCFD 

6027 1,44 724  0,98

Correc .BH / MMCFD  12 La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:

BHP / MMCFD (14 , 4 y Ts 2)  13  12

BHP / MMCFD (14 , 4 y Ts 2)  25 Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la segunda etapa es:

 14,7  TS 2  Z´´ 14,4 y TS2   BHP / MMCFD(14,4 y Ts2)  MMSCFD     14,4  520  Zo  14,7 y 60 º F  Calculamos Z´´ Presión reducida=

14 , 4 14 , 4   0,011 Pc 1241,79

Temperatura Reducida=

Ts 2 724   1, 2 Tc 598 ,658

 Z´´ 0,97

112

TITULO: AUTOR:


 14 ,7  724  0,97  BHP / MMCFD (14,4 y Ts 2)  6,3     14 , 4  520  0,99  BHP / MMCFD (14,4 y Ts 2)  8,77 Si comparamos este valor con el obtenido para la primera etapa observamos que este último es ligeramente mayor que el primero, esto se justifica por que la temperatura de la segunda etapa es mayor. La potencia para la segunda etapa:

BHP / MMCFD  8,77  25 BHP / MMCFD  219 ,3 3.4.3.3 Determinación de la potencia requerida para la tercera etapa final

BHP / MMCFD (14,4 Psia y Ts3)  46,9 Dónde:

K - 1  K 1  Zs 3  Zd 3  1    R 3 K   K  2  Zo 

K=1,28 R3=3,32 Ts3=570 ºR=110 ºF Td3=741ºR=281 ºF Ps3=868,5 Psia Pd3=2883 Psia Pc=1241,79 Psia Tc=598,6 ºR Zo=0,98 Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27

113

TITULO: AUTOR:


Presión reducida de succión=

Ps 3 868,5  Pc 1241,79

Temperatura reducida de succión=

Presión reducida de descarga=

 0 ,7

Ts 3 570   0 , 95 Tc 598 , 658

Pd 3 2883   2 ,3 Pc 1241 , 79

Temperatura reducida de descarga=

BHP / MMCFD  46 ,9

 Zs 3  0,67

 Zd 3  0,6

Td 3 741   1, 24 598 , 658 Tc

1, 28 1  0,67  0,6  1  1,28 - 1   1, 28   3 , 32     1,28  2  0,98 

BHP / MMCFD  8,64 Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:

Correc .BHP / MMCFD 

6027  SG Ts 3  Z o

Correc .BHP / MMCFD 

6027  1,44 570  0,98

Correc .BHP / MMCFD  7, 49 La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:

BHP / MMCFD (14 , 4 y Ts 2)  8,64  7 ,49 BHP / MMCFD (14 , 4 y Ts 3)  16,13 Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la segunda etapa es:

 14,7  TS 3  Z´´´ 14,4 y TS3   BHP / MMCFD (14,4 y Ts3)  MMSCFD     14,4  520  Zo  14,7 y 60 º F  114

TITULO: AUTOR:


Calculamos Z´´´ Presión reducida=

14 , 4 14,4   0,011 Pc 1241,79

Temperatura Reducida=

 Z´´´ 0,955

Ts 3 570   0,95 Tc 598 ,658

 14 ,7  570  0,955  BHP / MMCFD (14,4 y Ts 3)  6,3     14 , 4  520  0,98  BHP / MMCFD (14,4 y Ts 2)  6,87

BHP / MMCFD  6,87  16 ,13

BHP / MMCFD  110 ,72 La potencia de las tres etapas para comprimir los 6,3 MMSCFD a las condiciones requeridas será:

BHP TOTAL  172 ,5  219,3  110,72 BHP TOTAL  505

Es necesario agregar un 3% para compensar pérdidas por bombas de agua, lubricantes y de más accesorios etc. BHP TOTAL  521

3.4.3.4 Conclusión del diseño de dos etapas de compresión de CO2

Presión de descarga 1

Presión de succión 2


Presión de succión 3


84,7 Psia

274,4 Psia

269 Psia

880 Psia

868,5 Psia

2883 Psia

TEMPERATURAS DE SUCCION Y DESCARGA Temp. De succión 1

100 ºF

Temp. De descarga 1

264 ºF

Temp. De succión 2

Temp. De descarga 2

Temp. De succión 3

Temp. De descarga 3

264 ºF

478 ºF

110 ºF

281 ºF

521

Presión de succión

HP TOTAL

Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con aeroenfriador PRESIONES DE SUCCION Y DESCARGA

115

TITULO: AUTOR:


Se obtuvo una temperatura muy elevada y se diseñó el aeroenfriador, para disminuir la temperatura en la misma como se indica arriba. En resumen se presenta en la figura 13, de todo el proceso de datos obtenidos de la ingeniería que se hizo anteriormente, como ser: el sistema de recuperación de CO2, el sistema de compresión del CO2 e aeroenfriador y por lo tanto al pozo inyector HSR-10. Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10

116

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE COSTOS

TITULO: AUTOR:


4.1 ANÁLISIS DE COSTOS Un aspecto importante en todo proyecto es el económico, este determinará la rentabilidad o no del proyecto presentado. Este análisis debe mostrar si la aplicación del proyecto “DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACION DE CO2 EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCION EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ” justificará la inversión que se debe realizar y mostrar la utilidad que generaría la aplicación de este método de recuperación. En la evaluación económica de proyectos existen dos grupos de criterios de aplicación; ellos son los criterios subjetivos y los criterios objetivos. 4.1.1 Los criterios subjetivos Están basados en características intangibles por lo que resulta dificultoso cuantificarlos, pero no deben ser dejados de lado durante el proceso de selección ya que en algunas oportunidades estos puedan predominar por sobre los análisis objetivos en la toma de decisiones. 4.1.2 Los criterios Objetivos Se basan en parámetros que pueden ser determinados a través de métodos de evaluación de proyectos. Los principales métodos de evaluación de proyecto son: -

Método contable o de la rentabilidad marginal

-

Flujo de fondos descontados

-

Tasa interna

-

Valor Actual

-

Periodo de recuperación con actualización de fondos

118

TITULO: AUTOR:


4.1.3 Parámetros de evaluación de proyectos Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuentan para la evaluación económica de un proyecto y sus definiciones son: 4.1.3.1

Inversión

La inversión se define como la cantidad inicial de dinero que es necesario emplear para poner en marcha el proyecto. La inversión puede provenir de un capital propio de la empresa, como también puede ser financiado en parte por un banco o alguna otra entidad financiera. 4.1.3.2

Valor Actual Neto (VAN)

El Valor Actual Neto (VAN), es un criterio financiero para el análisis de proyectos de inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se esperan en el transcurso de la inversión, tanto de los flujos positivos como de las salidas de capital (incluida la inversión inicial), donde estas se representan con signo negativo, mediante su descuento a una tasa o coste de capital adecuado al valor temporal del dinero y al riesgos de la inversión. Según este criterio, se recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor actual neto sea positivo. 4.1.3.3

Tasa Interna de Retorno (TIR)

La tasa interna de retorno (TIR), es el tipo de descuento que hace que el VAN (Valor Actual o Presente Neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que iguala el valor actual de los flujos de entrada (Positivos) con el flujo de salida inicial y otros flujos negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de inversiones, para que un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior al coste del capital empleado.

119


TITULO: AUTOR:

4.1.3.4

Flujo de caja de fondos

Es un estado de resultados que abarca periodos de tiempo futuros y que ha sido modificado para mostrar solamente el efectivo: los ingresos de efectivos y los egresos de efectivos, y el saldo de efectivo al final de periodos de tiempo determinado. Es una excelente herramienta, porque le sirve para predecir las necesidades futuras de efectivo antes de que surjan. 4.2 Evaluación económica del proyecto La evaluación económica del presente proyecto se realizó primeramente tomando en cuenta los gastos en material y en el montaje de los equipos y mantenimientos. Para la evaluación económica se realizó el

flujo

de caja así obteniendo el

VAN y TIR a un precio de 27,11 $/bbl La evaluación se realizó con el precio del barril de petróleo por el cálculo de las ventas del volumen de petróleo a recuperar, para de esta manera obtener un estimado de “utilidad General”. Luego se realizó la evaluación económica mediante la generación de un flujo de caja o de fondos en el cual se realizaron las comparaciones entre los ingresos, (venta de petróleo), Egresos, (Pago de impuestos y regalías, Gastos de operación y gastos de mantenimiento) y la inversión que requerirá el proyecto de esta manera obtener un estimado de “UTILIDAD NETA” Los datos de las inversiones estimadas han sido considerados de otros proyectos de igual magnitud al igual que los precios de montaje de línea y compresor.

120

TITULO: AUTOR:


Para el cálculo del ingreso por la venta de petróleo se ha considerado el precio de petróleo considerado anteriormente y para los egresos se ha considerado el pago de impuestos y regalías departamentales. 4.3 Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Campo Petrolero HSR han sido calculados con el software “CO2 Prophet and Waterflood” en el mismo luego se procedió a introducir los datos petrofísicos del campo denominado. Como se ve en la siguiente figura. FIGURA 14: Introducción de datos al software Prophet

121

TITULO: AUTOR:


Figura 15: Introducción de datos al software Prophet

122

TITULO: AUTOR:



123

TITULO: AUTOR:



Una vez que se introdujo todos los datos requeridos en el software, el mismo nos da como resultado la cantidad de petróleo a recuperar en un periodo de 9 años como se ve en la siguiente figura. TABLA 20: Producción de Petróleo en 9 años

124


TITULO: AUTOR:

Para el cálculo del valor de la producción en el mercado se considera el precio como se ve en la siguiente tabla con el cual podremos determinar el ingreso por la venta del petróleo estimado a recuperar.

TABLA 21: Precio del Barril de Petróleo

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos En las siguientes tablas se muestra los ingresos anuales en 6 años (27.11 $/bbl), por la venta del volumen del petróleo se obtiene:

TABLA 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl) VOLUMEN en 6 años Unid Bbls Petróleo 854.600,00 TIPO

PRECIO DEL BARRIL DE PETROLEO $US/BLS 27.11

VENTA $US 23.168.206,00

En esta tabla se muestra los ingresos por la venta de petróleo aún no se considera en este balance los gastos de mantenimiento e operación y otros. 4.4 Pago de Impuesto y Regalías Departamentales Considerando la nueva ley de Hidrocarburos, donde se debe tributar 32 % + 12% de regalías departamentales y de 6% al TGN y YPFB. A continuación se presenta un cuadro del precios del barril de petróleo (27.11 $/bbls)

125


TITULO: AUTOR:

TABLA 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl) IMPUESTOS:

%

GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS

Regalías 12% TGN-YPFB 6% IDH 32% TOTAL

0,12 0,06 0,32 0,50

2.780.184,72 1.390.092,36 7.413.825,92 11.584.103,00

En este cuadro se presenta todos los impuestos a la producción de petróleo durante los 6 años de duración del proyecto. 4.5 Gastos de operación y mantenimiento Se ha realizado una estimación sobre los principales gastos que se debe incurrir en el mantenimiento y la operación del proyecto. Estos gastos se muestran a continuación en la tabla siguiente:

TABLA 24: Gastos de Mantenimiento y Operación (27.11 $/bbls) GASTOS DE MANTENIMIENTOS Y OPERACIÓN Gastos de Mant. Y Operación TOTAL GASTOS

GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS 4.077.152,42 4.077.152,42

4.6 Inversión La inversión que requerirá el presente proyecto para el montaje y costo del material del compresor e aeroenfriador y la línea de 3 Pulg. a continuación se presenta las siguientes tablas.

126

TITULO: AUTOR:


TABLA 25: Costo de Compresor y Aeroenfriador

Costo del Material y Montaje de Compresor y Aeroenfriador

1.276.459,53 $US

TABLA 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador (NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR.

127

TITULO: AUTOR:


Tabla 27: Costo de la línea y montaje

Construcción y montaje de la línea de 3"

1,697,915.48 $US

TABLA 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” (NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR

128

TITULO: AUTOR:


4.7 Utilidad general Finalmente obtenemos un estimado de utilidad general en los 6 años que dura el proyecto para el precio de barril de 27.11 $/bbl, tomando en cuenta el pago de impuestos, inversión y venta de producción de petróleo. TABLA 29: Utilidad general (27.11 $/bbl) UTILIDAD GENERAL

7.506.950,58 $us

4.8 Flujo de caja Finalmente, en función a consideraciones anteriores se presenta un flujo de caja estimado para cada caso del precio de barril de petróleo que se muestra en la siguiente s tablas en la parte inferior, en las cuales se tiene el cálculo la venta de petróleo en función al precio mencionado en un lapso de 6 años; así como el cálculo del TIR y el VAN para el proyecto y la utilidad Neta estimada que generará el proyecto para una TASA DE RETORNO REQUERIDA (TRR) de 10%. TABLA 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl)

129

CAPÍTULO V CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES

TITULO: AUTOR:


Una vez finalizado el estudio Técnico-Económico del presente proyecto, se ha llegado a las siguientes conclusiones y recomendaciones: 5.1 Conclusiones Se han determinado los equipos y todos los parámetros que intervienen en el diseño de cada uno de los sistemas y además una estimación de producción de petróleo en el tiempo que dura el proyecto y el costo del proyecto de referencia:  Se obtuvo los resultados sobre la ingeniería de detalle, en base a estos se procedió a calcular los parámetros que influyen en estos equipos, que son: - Compresor Reciprocante de 3 etapas. - Un Aeroenfriador entre la etapa del compresor como se ve en la figura 12 - Ducto de transporte para el CO2 al pozo inyector HRS-10.  El estudio determinó el arreglo de pozos productores e inyector. Siendo el HSR-10 el inyector y los pozos HSR-1 HSR-4 y HSR-6 como productores, como resultados estos pozos están en condiciones de aplicarse a este proyecto.  Se determinó los parámetros de diseño de la línea de transporte de CO2 bajo la norma ASME 31.8, con las siguientes características: - Diámetro

:

3 Pulg. (76,2 mm).

- Espesor de la Pared

:

0,3 Pulg. (7,62 mm).

- SCH

:

80

- Especificación

:

ASTM A 333.

:

35,000 (psig.)

:

1500

- Límite de Cedencia - Clase

(SYMS)

131


TITULO: AUTOR:

 Se determinó el dimensionamiento del aeroenfriador con las siguientes características: - El aeroenfriador es de tipo forzado de aspiración mecánica. - La longitud de los tubos requerida es de 20 ft. - El ancho requerido es de 6 ft. Se requiere un área de 10225 ft2. - La cantidad de tubos requeridos es de 92 unid de 1” y espesor de 0,165”  Se

determinó

los

parámetros

del

compresor

con

las

siguientes

características:

Presión de succión 84,7 Psia

PRESIONES Presión de Presión de Presión de Presión de succión 2 descarga 2 succión 3 descarga 3 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3 264 ºF 478 ºF 759 ºF

Presión de descarga 1 274,4 Psia

Temp. De Succión 1 100 ºF

 Se determinó un estimado de producción en los 6 años de 854.600,00 Bbls.  Del análisis de costos se obtuvo una inversión de 2.974.375,01 Dólares, entre los costos de instalación, montaje de los equipos mencionados. Del análisis económico se obtuvo los siguientes indicadores al precio del barril de petróleo:

VAN

PRECIOS DEL BARRIL DE PETROLEO 27.11 $/bbl 3.533.789,50 $

TIR PRI

99% 6 años

INDICADORES

132

TITULO: AUTOR:


5.2 Recomendaciones Dado, los resultados obtenidos en el presente estudio se recomienda:  Se recomienda la aplicación del proyecto estudiado, para aumentar la eficiencia

de

producción

del

Campo

HSR,

para

minimizar

las

emisiones de CO2.  Según el protocolo de KIOTO, todos los países que emiten grandes cantidades de CO2 y que pasen los límites de emisiones, serán sancionados. Bolivia aún no está dentro de

los países con grande

emisiones de CO2, sin embargo debemos tener alternativas eficientes para seguir un lineamiento de un país con mejores oportunidades y que mejor con la aplicación de este proyecto.  Se recomienda que se profundice a mayor detalle los estudios para la recuperación de CO2 en las plantas actuales que se tienen en el país y para su posterior inyección a pozos petroleros.  Se

recomienda

a

fondo

un

análisis

y

estudio

enfocado

en

el

comportamiento del reservorio con la inyección de CO2.

133

ANEXOS 1

TRABAJOS OPERATIVOS

TITULO: AUTOR:


1.1 TRABAJOS OPERATIVOS A REALIZARCE  Preventivas Ambientales  Desmonte y Apertura DDV  Excavaciones de Zanjas  Manipuleo y Distribución de Materiales  Tubos Revestidos  Distribución a lo largo del DDV  Curvado de Tubería  Espacio Confinado  Soldadura  Reparación de Soldaduras  Tintas Penetrantes  Modo y Tiempo de Secado de la Limpieza Previa  Pintado de Ductos con Pintura Epoxica  Inspección con Holiday  Tapado de la Tubería 1.2 Procedimiento de Prueba Hidrostática antes de la Puesta en Operación. 1.2.1 Ejecución Se

elaborará un perfil hidráulico detallado del tramo a probar, a efectos de

someter a la totalidad del tramo por lo menos a la presión mínima de prueba especificada para la línea, en función de la presión de operación y sin sobrepasar en los puntos más bajos la presión máxima de prueba especificada. El perfil de la prueba debe contener como mínimo la siguiente información.



Longitud del tramo



Espesores de pared y tipo de material



Tiempo de estabilización una vez llenada la línea 135

TITULO: AUTOR:




Tiempo de prueba de resistencia



Tiempo de prueba de hermeticidad.

1.2.2 Limpieza, Calibración y Llenado. Para

efectuar el paso de la placa calibradora y el llenado correspondiente,

previamente la tubería debe estar limpia de sedimentos y suciedad provenientes de los trabajos de montaje, limpieza que será ejecutado por etapas, con la finalidad de verificar el grado de limpieza requerido, para ello se utilizan chanchos de poliuretano y esponja. Es importante que en el cabezal lanzador de chanchos para la limpieza y calibración, sean instalados manómetros para el control de presión con rangos adecuados a los equipos usados. 1.2.3 Limpieza Esta actividad se inicia inyectando un volumen pequeño de agua (200 a 1000 litros) para lubricación, remoción y arrastre de sólidos, el mismo que será empujado por un chancho de poliuretano, seguido de chanchos de cepillo y de esponja, los mismos serán impulsados por aire a presión. El número y tipo de chanchos y las veces de despacho serán repetidas según el estado y condición de salida de cada corrida, por lo que se lanzará una segunda o tercera vez de ser necesario hasta conseguir una limpieza aceptable y razonable. 1.2.4 Calibración Se procede con la verificación de inexistencia de abollamientos, ovalizaciones o reducciones de la sección interna de la cañería, para ello se debe pasar un chancho calibrador de cubetas o platos, el mismo que debe ser lanzado con un intervalo de 1000m aproximadamente después del lanzamiento de un chancho de limpieza. Ambos impulsados por aire a presión el cual será regulado de tal forma 136

TITULO: AUTOR:


que no se aceleren demasiado y sus desplazamientos sean controlados. El chancho calibrador debe estar provisto de un dispositivo sonoro que permita su acompañamiento cuando se encuentre en movimiento, que normalmente es una cadena fijada en la parte trasera del chancho previamente verificada en cuanto a cantidad de eslabones. La placa calibradora debe ser de acero al carbono SAE-1020 o de aluminio, con un espesor mínimo de ¼” para caños con diámetros iguales o mayores a 6” y su diámetro debe ser un 95% del diámetro interno mínimo del tramo. 1.2.5 Llenado Para el llenado se debe utilizar una bomba de alto caudal y presión adecuada con la finalidad de empaquetar el tramo antes de ejecutar la prueba hidrostática, para ello ya deben estar instalados los cabezales, los chanchos de llenado y vaciado y todos los accesorios necesarios para la ejecución de la actividad, además de presentar el análisis químico del agua a ser empleada en la prueba, la misma debe ser limpia y exenta de elementos agresivos a la tubería 1.2.6 Presurización de la Línea. Una vez llenado y empaquetado el tramo con la máxima presión posible que permita la bomba de llenado a utilizar (200 a 300 psi), se debe dejar la misma por un lapso aproximado de 4 horas para su estabilización y homogeneización de temperatura, verificando que los volúmenes de aire presentes estén dentro de lo admisible, para después iniciar la operación de presurización correspondiente con el equipo adecuado que en este caso es una bomba de recíproca de tres pistones. Después de este periodo, se sugiere hacer una purga en los distintos puntos de alivio.

137

TITULO: AUTOR:


1.2.7 Prueba Hidrostática. Una vez verificado que el tramo no presenta inestabilidad en la presión de empaquetado y que los volúmenes de aire calculados son admisibles, se inicia la presurización utilizando la bomba correspondiente con un incremento aproximado de 35 a 50 psi/minuto hasta llegar al 50% de la presión de prueba y se mantiene en estas condiciones por un lapso de 4 horas, periodo en el cual se revisan los tramos de cañería expuesta , la posible presencia de fugas en los accesorios instalados y las lecturas en los manómetros, verificando la inexistencia de variaciones garantizando de esta manera la ausencia de bolsones de aire y perdidas en el tramo. Concluida esta fase la presión debe ser elevada de forma moderada a una tasa constante, aproximada entre 30 y 50 psi/minuto hasta el 75% de la presión de prueba

y ser mantenida por una hora. Una vez concluido este tiempo debe

retornarse al 100% de la presión y comienza a correr el periodo de prueba de resistencia o prueba mecánica por un lapso de 4 horas. Es importante que durante este periodo la presión este siempre por encima de la presión mínima de prueba, por lo que se recomienda sobrepasarse en 50 psi de este valor. En este caso existe una variación de temperatura y la presión de prueba corra riesgo de descender por debajo de la presión de prueba podrá ser despresurizada a una velocidad de aproximadamente 50 psi/minuto hasta llegar nuevamente a la presión de prueba. 1.2.8 Equipos Necesarios para la Realización de la Prueba Hidráulica Los instrumentos necesarios para la ejecución de la prueba, deben estar debidamente certificados de acuerdo con las Normas y Procedimientos específicos:

138

TITULO: AUTOR:




Registrador de Presión de 0 a 3000 psig



Registrador de Temperatura de 0 a 250 ºF



Manómetro que permita lecturas de prueba entre el 25% y 75% de su rango



Termómetro para medición de temperatura del agua con rango de 0 a 250 ºF.



Termómetro para la medición de temperatura ambiente



Caudalímetro con características de caudal y presión adecuadas a los Requerimientos de llenado.

1.2.9 Vaciado y Secado de la Línea Para efectuar el vaciado de la línea, será necesario previamente contar con la aceptación del lugar de descarga por parte de los propietarios, además del análisis ocular del agua para demostrar que está en condiciones de ser vertida a campo abierto, ya que al tratarse de una línea nueva, ésta no estará contaminada con hidrocarburos, para ello la muestra podrá ser tomada antes de la presurización una vez llenado el tramo. Una vez concluido el vaciado se inicia el secado de la línea, para ello se usan nuevamente los cabezales lanzadores y receptores de chanchos y se inicia esta actividad lanzando en primer lugar un chancho de poliuretano para retirar agua remanente y luego chanchos de esponja para el secado repitiendo según sea necesario hasta eliminar el agua libre. La sección probada se considerara satisfactoriamente seca cuando el chancho ya no escurra o lleve agua por delante.

139

ANEXOS 2 DISEÑO DE POZO INYECTOR Y TRANSPORTE DE CO2

TITULO: AUTOR:


Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca

141


TITULO: AUTOR:

Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara

CABEZAL DEL POZO HSR-10 (POZO INYECTOR) Sección A: Cabeza de pozo Marca FMC OCT 13-3/8” Slip on x 13-5/8 3000 Psi. (R-57) Brida de 13-5/8 con 2 Pernos retenedores (Tie down). Alojamiento (bowl) para colgador de casing Perfil cilíndrico Salidas laterales (S.L.) roscadas en 2” LP. S.L. 1:1 Válv. Esclusa de 2” LP, 5000 Psi marca FMC OCT S.L.2: Tapón Ciego 2” LP. Altura: 0.457 mts. Sección B: Carretel intermedio Marca FMC OCT 13-5/8” 3000 Psi x 11” 3000 Psi. (R-53) 142

TITULO: AUTOR:


Empaquetadura secundaria energizable simple sello “X” Preparado para recibir colgador de CSG de perfil cilíndrico. Brida con 2 pernos retenedores. 2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24) S.L. 1 : Brida ciega de 2-1/16” 5000 Psi S.L. 2: Válvula esclusa 2-1/16” 5000 Psi FMC OCT + Bridas Compañeras 21/16”x2” LP. Altura 0.56 Mts. Sección C Carretel de producción Marca FMC OCT de 11” 3000 Psi x 7-1/16” 3000 Psi (R-45) Empaquetadura secundaria simple sello tipo “X” Alojamiento para colgador de TBG perfil cónico. Con 4 pernos retenedores. 2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24) S.L.1: val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi + Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi x 2 LP. S.L.2: Val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi x 2 LP. Altura 0.56 Mts. 143

TITULO: AUTOR:


Sección D Armadura, OCT, MMA, MMA (Maestra sobreMaestras y pistoneo) 2-1/16” 5000 Psi. X 2-1/16” 5000 Psi. Válvula de ala (Wing) 2-1/16” 5000 Psi Marca W-K-M Tee de producción esparragada de 2-1/16”. Caja porta edificio de 2-1/16” 5000 Psi marca CAMERON. Brida adaptadora preparada para alojar colgador de Tbg del tipo cuello extendido marca CBC OCT. Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector)

144

TITULO: AUTOR:


Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10

145

TITULO: AUTOR:


Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe)

146

TITULO: AUTOR:


Figura 23: Compressibility factors for CO2

147

TITULO: AUTOR:


Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8)

148

TITULO: AUTOR:


Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura

149

TITULO: AUTOR:


Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8)

Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8)

Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31,8)

150

ANEXO 3

(COMPRESOR RECIPROCANTE)

TITULO: AUTOR:


Tabla 34: Propiedades físicas de componentes

152

TITULO: AUTOR:


Tabla 35: Capacidad molar de componentes Temperature

Gas

Chemical formula

Mol wt 0°F

50°F

Methane

CH4

16.043

8.23

8.42

C2H2

26.038

9.68

C2H4

28.054

Ethyne (Acetylene) Ethene (Ethylene)

60°F

100° F

150°F

200°F

250°F

300°F

8.46

8.65

8.95

9.28

9.64

10.01

10.22

10.33

10.71

11.15

11.55

11.90

12.22

9.33

10.02

10.16

10.72

11.41

12.09

12.76

13.41

Ethane

C2H6

30.070

11.44

12.17

12.32

12.95

13.78

14.63

15.49

16.34

Propene (Propylene)

C3H6

42.081

13.63

14.69

14.90

15.75

16.80

17.85

18.88

19.89

44.097

15.65

16.88

17.13

18.17

19.52

20.89

22.25

23.56 27.16

Propane

C3H8

1-Butene (Butlyene) cis-2-Butene

C4H8

56.108

17.96

19.59

19.91

21.18

22.74

24.26

25.73

C4H8

56.108

16.54

18.04

18.34

19.54

21.04

22.53

24.01

25.47

trans-2-Butene

C4H8

56.108

18.84

20.23

20.50

21.61

23.00

24.37

25.73

27.07

iso-Butane

C4H10

58.123

20.40

22.15

22.51

23.95

25.77

27.59

29.39

31.11

n-Butane

C4H10

58.123

20.80

22.38

22.72

24.08

25.81

27.55

29.23

30.90

iso-Pentane

C5H12

72.150

24.94

27.17

27.61

29.42

31.66

33.87

36.03

38.14

n-Pentane

C5H12

72.150

25.64

27.61

28.02

29.71

31.86

33.99

36.08

38.13

Benzene

C6H6

78.114

16.41

18.41

18.78

20.46

22.45

24.46

26.34

28.15

n-Hexane

C6H14

86.177

30.17

32.78

33.30

35.37

37.93

40.45

42.94

45.36

n-Heptane

C7H16

100.204

34.96

38.00

38.61

41.01

44.00

46.94

49.81

52.61

Ammonia

NH3

17.0305

8.52

8.52

8.52

8.52

8.52

8.53

8.53

8.53

28.9625

6.94

6.95

6.95

6.96

6.97

6.99

7.01

7.03

18.0153

7.98

8.00

8.01

8.03

8.07

8.12

8.17

8.23 7.23

Air Water

H2O

Oxygen

O2

31.9988

6.97

6.99

7.00

7.03

7.07

7.12

7.17

Nitrogen

N2

28.0134

6.95

6.95

6.95

6.96

6.96

6.97

6.98

7.00

Hydrogen Hydrogen sulfide Carbon monoxide Carbon dioxide

H2

2.0159

6.78

6.86

6.87

6.91

6.94

6.95

6.97

6.98

H2S

34.08

8.00

8.09

8.11

8.18

8.27

8.36

8.46

8.55

CO

28.010

6.95

6.96

6.96

6.96

6.97

6.99

7.01

7.03

CO2

44.010

8.38

8.70

8.76

9.00

9.29

9.56

9.81

10.05

153

TITULO: AUTOR:


Tabla 36: Relación del valor específico

Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas.

154

TITULO: AUTOR:


Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure. (Courtesy of GPSA)

155

ANEXOS 4 AEROENFRIADOR “GPSA”

TITULO: AUTOR:


Tabla 37: Coeficiente de transferencia global

157

TITULO: AUTOR:


Figura 28: Corrección del factor de LMTD

Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes

158

TITULO: AUTOR:


Figura 30: Characteristics of tubing

159

TITULO: AUTOR:


Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere

160

TITULO: AUTOR:


Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes

161

TITULO: AUTOR:


Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes

162

TITULO: AUTOR:


Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes

163

TITULO: AUTOR:


Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids

164

TITULO: AUTOR:


Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht

165

TITULO: AUTOR:


Figura 38: Air film coefficient

Figura 39: Air-density ratio chart

166

TITULO: AUTOR:


Figura 40: Air static-pressure drop

167

TITULO: AUTOR:


BIBLIOGRAFIA 1- AUTOR: Juan Antonio Sánchez A. Ramón Oliver Pujol TEMA: planta para la recuperación de CO2 de los gases de combustión 2- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani 3- Ballard, D. ¨How to operate an amine plant. Hidrocarbon Processing, Vol. 45No. 4, 1996 4- libro: ingeniería de gas ¨característica y comportamiento de los hidrocarburos¨ autores: Ramiro Pérez P y Marcías J. Martínez. 5- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani. 6- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción” 2000 7- Universidad de Carabobo, valencia Venezuela ¨Identificación de sistema y control de matriz dinámica para la optimización de una planta de endulzamiento de gas 2003¨ 8- Engineering Data Book, volumen I y II ¨Hydrocarbon Treating¨ 2004 9- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción” CAPITULO: VII Separación. 10-Campbell Petroleum “Gas conditioning and processing. Vol. 4 pag. 190”10 11-Engineering Data Book “Particulate removal-filtration,pag-177” 12-Marcías Martínez “Ingeniería del gas, principios y aplicaciones” la hoguera. Santa cruz de la sierra. 1997 13-Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-filtro coalester” pluspetrol. 14-Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-regeneración de amina” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008 15-Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-intercambiador de amina pobre/rica” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008 168

TITULO: AUTOR:


16-Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-torre regeneradora” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008 17-Neuquén República Argentina “1º jornadas técnicas sobre acondicionamiento del gas natural” 20 de octubre de 2004 18-Marcías Martínez “Ingeniería del Gas, Principios y Aplicaciones “diseño conceptual de separadores” 19-Richard W. Greene ”Manual de Selección uso y Mantenimiento de compresores” 20-PDVSA “manual de diseño de proceso compresores” 1996 21-Dr. Fernando Pino Morales “Concepto y Principio Básicos de los Medidores de Gas Medición de Tasa de Flujo de gas Másico y Volumétrico” escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_MONAGAS 22- John Campbell “gas conditioning and processing-aerial coolers fans”

Seventh. Oklahoma 1992. 23- GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon.

169

1.-TESIS Rev.9

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